universidade de sÃo paulo instituto de energia e ambiente programa de ... · premissa postulada...

UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO INSTITUTO DE ENERGIA E AMBIENTE

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇAÕ EM ENERGIA

DOUGLAS WITTMANN

A INDÚSTRIA DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL E O DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL: UMA PROPOSTA PARA O

HORIZONTE 2050 À LUZ DA TEORIA DE SISTEMAS

SÃO PAULO 2014

ii

DOUGLAS WITTMANN

A INDÚSTRIA DE ENERGIA ELÉTRICA NO BRASIL E O DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL: UMA PROPOSTA PARA O HORIZONTE 2050 À LUZ DA

TEORIA DE SISTEMAS

Tese apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Energia do Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo para a obtenção do título de Doutor em Ciências.

Orientador: Prof. Dr. Célio Bermann

Versão Corrigida (versão original disponível na Biblioteca da Unidade que aloja o Programa e na Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da USP)

São Paulo 2014

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AUTORIZO A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE

TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO, PARA

FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.

FICHA CATALOGRÁFICA

Wittmann, Douglas.

A indústria de energia elétrica no Brasil e o desenvolvimento sustentável: uma proposta para o horizonte 2050 à luz da teoria de sistemas. / Douglas Wittmann; orientador: Célio Bermann – São Paulo, 2014.

200 f.: il.; 30cm.

Tese (Doutorado em Ciências) – Programa de Pós-Graduação em Energia – Instituto de Energia e Ambiente da Universidade de São Paulo.

1. Energias renováveis. 2. Desenvolvimento sustentável. 3. Planejamento energético. 4. Eficiência energética. 5. Emissões de gases de efeito estufa. Título.

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UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO INSTITUTO DE ENERGIA E AMBIENTE

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇAÕ EM ENERGIA

DOUGLAS WITTMANN

“A Indústria de Energia Elétrica no Brasil e o Desenvolvimento Sustentável: Uma

Proposta para o Horizonte 2050 à Luz da Teoria de Sistemas”

Tese defendida e aprovada pela Comissão Julgadora em 18 de novembro de 2014:

Prof. Dr. Célio Bermann – PPGE-IEE/USP

Orientador e Presidente da Comissão Julgadora

Profa. Dra. Patrícia Helena Lara dos Santos Matai – PPGE-IEE/USP

Dr. Ricardo Lacerda Baitelo – Greenpeace Brasil

Prof. Dr. Murilo Tadeu Werneck Fagá – PPGE-IEE/USP

Prof. Dr. Sinclair Mallet-Guy Guerra - UFABC

v

Dedico esta tese a meu pai, Zorislav Wittmann (Zorko), in memoriam.

vi

AGRADECIMENTOS

“... Para não serdes os martirizados escravos do Tempo, embriagai-vos. Embriagai-vos sem tréguas! De vinho, de poesia ou de virtude, como achardes melhor...”

Charles Baudelaire (1857)

Desenvolver uma tese é como embriagar-se de conhecimento... O cérebro pede mais. Barreiras,

possibilidades, ideias e cenários se atropelam. Momentos de confusão se intercalam com outros

de esclarecimento e de suor da pele... Em um longo trajeto, que tem seu início bem antes da

tese, em si, e por vezes se estende além dela. O conteúdo que aqui se disponibiliza representa

essa jornada. E o resultado não teria sido alcançado sem a participação de pessoas e entidades,

a quem se expressa agradecimento:

À minha mulher, Verkin, pelo apoio incondicional, dedicação e sacrifício de tempo e de

dinheiro.

Aos meus filhos, Thiago, Victor, Raphael e Matheus, pelo incentivo e pelo exemplo que

tomaram para as suas próprias formações educacional/profissional.

Ao meu professor orientador, Célio Bermann, pelo conhecimento, tempo e paciência

disponibilizados, e pela maestria em saber argumentar, conduzir, motivar, frear e acelerar...,

não apenas nos momentos simples, mas também nos obscuros e de divergência de ideias.

À Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior – CAPES, e à Comissão

Coordenadora do Programa de Pós-Graduação em Energia – CCP PPGE, pelo suporte

financeiro em forma de bolsa de pesquisa, e despesas de campo.

Aos professores das disciplinas, de doutorado, cursadas: Alexandre Piantini, Arnaldo Gakiya

Kanashiro, Célio Bermann, Edmilson Moutinho dos Santos, Geraldo Francisco Burani,

HédioTatizawa, Ildo Luis Sauer, José Goldemberg, Maria Cecília Loschiavo dos Santos, Maria

Lígia Coutinho Carvalhal, Miguel Edgar Morales Udaeta, Murilo Tadeu Werneck Fagá,

Oswaldo Lucon, Patrícia Helena Lara dos Santos Matai, Pedro Roberto Jacobi, Roberto Hukai,

Sinclair Mallet Guy Guerra, Sonia Maria Flores Gianesella, Sonia Seger Pereira Mercedes,

Tatiana Magalhães Gerosa, Virginia Parente de Barros e Wagner Costa Ribeiro; pela formação

de conhecimento propiciada.

vii

Aos professores membros da comissão julgadora do exame de qualificação, Patrícia Helena

Lara dos Santos Matai e Sílvio de Oliveira, pelas contribuições trazidas ao desenvolvimento da

pesquisa.

Ao professor Alessandro Barghini, pelas sessões de esclarecimento acerca da operação de

usinas térmicas e suas inserções no despacho junto ao sistema interligado nacional, bem como

disponibilização de sua biblioteca particular.

Aos demais professores e convidados que propiciaram palestras e seminários, pelos

conhecimentos, em áreas específicas, disponibilizados.

Aos colegas, companheiros e amigos que contribuíram com sua presença e interatividade

durante o curso.

Aos funcionários, do IEE, administrativos, da biblioteca e da secretaria, em especial a: Luciano

de Souza, Renata Boaventura da Conceição e Adriana Fátima Pelege, sempre prestativos.

Aos professores, Biagio Fernando Gianetti e Sílvia Helena Bonilla, do Programa de Pós-

Graduação em Engenharia de Produção da Universidade Paulista – UNIP, pelas sessões de

colaboração nos aspectos metodológicos; afora os ensinamentos anteriormente propiciados

quando do desenvolvimento do mestrado.

Ao professor Simoni Bastianoni, titular de Química do Ambiente e do Patrimônio Cultural da

Università degli Studi Di Siena – UNISI, pelos conselhos sobre a aplicação da termodinâmica

à análise dos sistemas ambientais.

Ao professor Mark T. Brown, diretor do Centro de Política Ambiental e titular de Engenharia

Ambiental da University of Florida – UF, pelo incentivo à pesquisa sobre a instalação de

hidroelétricas na Amazônia.

A todos os autores citados ao longo deste documento, pelo acesso propiciado a pensamentos,

dados e informações.

E acima de tudo a Deus, pela Graça de permitir que eu aqui esteja!

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RESUMO

WITTMANN, Douglas. A Indústria de Energia Elétrica no Brasil e o Desenvolvimento

Sustentável: Uma Proposta para o Horizonte 2050 à Luz da Teoria de Sistemas. 2014. 200

f. Tese (Doutorado em Ciências). Programa de Pós-Graduação em Energia da Universidade de

São Paulo, São Paulo, 2014.

Há um cenário de agrave na indústria de energia elétrica no Brasil, por escassez de energia

afluente na produção hídrica, exigindo maior acionamento térmico. Para o futuro, usinas

predominantemente a fio d’água, que estão sendo inseridas, estarão pronunciando ainda mais

essa necessidade. Por força da estruturação térmica, sobrarão mais emissões de gases de efeito

estufa - GEEs e consumo de recursos fósseis por unidade de energia elétrica produzida. Este

estudo visa testar a possibilidade de construção de um cenário futuro, eleito 2050, de

fornecimento de energia elétrica no país, balizado na aceleração do uso das fontes renováveis,

premissa postulada como alinhamento à busca de desenvolvimento sustentável para o país. É

utilizada a “pesquisa, análise e síntese”, com abordagem sistêmica, e aplicação de indicadores

eleitos fundamentais para alcance do objetivo. São sistematizados dados e informações

existentes em diferentes tipos de documentos elaborados por autores e organizações nacionais

e internacionais, e nos planos governamentais de expansão da produção de energia elétrica. A

partir do referencial teórico metodológico adotado, os resultados obtidos demonstram que é

possível estabelecer um planejamento de longo prazo baseado no uso renovável dos recursos

de que o país dispõe, com menores pressões socioambientais, consumos de fósseis, e emissões

de gases de efeito estufa, por unidade de energia produzida. São obtidas maiores participações

de fontes renováveis com menor participação da fonte hídrica, e menores participações de

emissões de gases de efeito estufa e de consumo de óleo combustível. Sem incorrer em aumento

nos custos de produção. Resulta um sistema descentralizado, híbrido, com maior expansão das

fontes térmicas renováveis, eólica e solar, maior participação de produção independente –

cogeração, autoprodução, e geração distribuída – e menor carga na rede de transmissão,

comparativamente ao cenário atual.

Palavras-chave: energias renováveis; desenvolvimento sustentável; planejamento energético;

eficiência energética; emissões de gases de efeito estufa.

ix

ABSTRACT

WITTMANN, D. The Industry of Electric Energy in Brazil and Sustainable Development:

A Proposal for Horizon 2050 in the Light of Systems Theory. 2014. 200 p. Thesis (Ph D

Degree) – Graduate Program on Energy, Universidade de São Paulo, São Paulo, 2014.

There is an aggravated prospect in the Brazilian electric energy industry, due to a shortage of

affluent energy in the hydric production, requiring a greater thermal use. For the future, the

insertion of hydroelectric power plants predominantly without reservoirs will make this need

even more evident. Due to the thermal structuring, there will be more emissions of greenhouse

gases (GHGs) and consumption of fossil resources per unit of electric energy produced. This

study aims to test the possibility of building a future setting, elected 2050, of electric energy

supply in the country, beaconed on the acceleration of the use of renewable sources, premise

postulated in alignment with the pursuit of sustainable development for the country. The

“research, analysis and synthesis” is adopted, with a systemic approach, and applying the

indicators elected as paramount to reach the goal. Data and information from different types of

documents produced by international and national authors and organizations as well as

governmental plans of expansion of electric energy production were systematized. From the

theoretical and methodological framework adopted, the results obtained have shown that it is

possible to establish a long term plan, based on the use of the available resources, with

decreased social and environmental pressure, fossil consumption, and emission of GHGs per

unity of energy produced. A greater participation of renewable sources is achieved, while the

participation of hydric sources, the emissions of GHGs and consumption of oil-fuels are

reduced. There is no increase in the production costs. The result is a decentralized, hybrid

system with larger expansion of renewable thermal, wind and solar sources, larger participation

of independent production – co-generation, auto-generation and distributed generation – and a

diminished load on the transmission network, compared to the current scenario.

Keywords: renewable energies; sustainable development; energy planning; energy efficiency;

emissions of greenhouse gases.

x

FIGURAS

1 Estrutura do documento 25

1.1

1.2

1.3

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

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2.8

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2.10

2.11

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Relação evolutiva: Energia; Terra; Homem

Distribuição do IDHM no território brasileiro

Índice de Gini na distribuição de renda, de 1992 a 2012

Diagrama esquemático do SIN, ano base 2012

Diagrama esquemático das linhas de gasoduto instaladas em 2013 no país

Localização, em 2013, das UTEs a combustível líquido no SIN

Perturbações e impacto sobre o atendimento às cargas do SIN, 2008 a 2012

Balanço de energia do SIN, em GWh, em 2012

SIN: Sazonalidade da energia natural afluente

Descrição sinótica das diferenciações institucionais do SEB

Diagrama institucional da gestão do sistema elétrico

Diagrama institucional da gestão da Política Nacional do Meio Ambiente

Relação entre agentes e consumidores

Componentes da tarifa de energia elétrica

Nível meta 2010

Gráfico da acentuação da OIEE de 1970 a 2013

Matriz elétrica brasileira ano base 2013

Participação das fontes renováveis em 2013

Fluxos da cadeia de fornecimento de energia elétrica em 2013

Relação de uso, entre energia elétrica, e outras fontes, no setor industrial

Autoprodução e consumo na rede até 2050

Comparativo de dados de consumo entre o PNE 2050 e o PNE 2030

Árvore de decisões utilizada no gerenciamento da demanda e da oferta

Evolução estimada do consumo per capita de energia elétrica

Árvore de decisões utilizada no gerenciamento da expansão da oferta

Diagrama unifilar simplificado

Relações percentuais entre o uso de fontes renováveis e não renováveis

Participação das UTEs fósseis na expansão

Comparativo entre a matriz de produção (Wh) atual e de 2050

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A.1

A.2

B.1

B.2

B.3

B.4

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B.9

B.10

B.11

B.12

B.13

B.14

B.15

B.16

Curvas entre energia afluente, produção efetiva de EOLs e safras de cana

SOL conectada em netmetering à rede pública de distribuição

Integração de smart meter residencial

Equilíbrio termodinâmico do planeta Terra

Unidades elétricas consideradas no estudo

Visualização integrada da conversão de diferentes fontes em energia elétrica

Formas de produção em larga escala de energia elétrica no Brasil

Esquema básico de transformação de energia elétrica

Sistema trifásico

Esquema simplificado do aproveitamento hidroelétrico

Curvas de emissões ao longo do tempo de GEEs por UHEs

Combustíveis usados na produção termoelétrica

Esquema simplificado de uma UTE a ciclo combinado

Produção de energia elétrica a partir de tecnologia termonuclear PWR

Capacidade instalada eólica mundial

Evolução da produção eólica no Brasil

Diagrama de bloco de um sistema eólico

Evolução da potência dos aero geradores

Evolução global da capacidade instalada de fotovoltaicos

Sistema de coletor solar predial

Célula fotovoltaica, e sistema fotovoltaico isolado

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TABELAS

1.1

2.1

2.2

2.3

2.4

2.5

3.1

3.2

3.3

3.4

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4.11

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4.13

B.1

B.2

B.3

Evolução do IDHM, de 1991 a 2010, por número de municípios

Evolução de indicadores: energia; energia elétrica; população; PIB

Evolução de parâmetros e indicadores de energia, de 1970 a 2013

Produção de energia elétrica GWh)

Capacidade Instalada (MW)

Percentuais de variação da participação hídrica e das perdas ocorridas no SEB

Evolução da capacidade instalada, por fonte de produção, de 2012 a 2022

Consumo na rede, por classe, de 2013 a 2022

Projeção de consumo no SIN, por subsistema, de 2013 a 2022

Capacidade instalada de produção de energia elétrica em 2030

Projeção de consumo de energia elétrica, por classe, em 2030 (TWh)

Projeção de consumo de energia elétrica no SIN em 2030 (TWh)

Custos, de investimento, referenciais na implantação, até 2030

Elasticidade-renda e intensidade do consumo de energia elétrica até 2050

Consumo de energia elétrica e eficiência elétrica até 2050

Balanço de carga prospectado para o cenário de 2050

Fatores de capacidade fixados

Base de dados de referência para o projeto da expansão até 2050

Repotenciação de UHEs, item 1 a ser considerado na expansão

Expansão de UHEs, item 2 a ser considerado na expansão

Expansão de PCHs, item 3 a ser considerado na expansão

Expansão de UTEs renováveis, item 5 a ser considerado na expansão

Expansão de EOLs, item 7 a ser considerado na expansão

Expansão de SOLs, itens 8 e 9 a serem considerados na expansão

Introdução de Maremotriz, item 10 a ser considerado na expansão

Resumo da expansão prospectada

Somatória da oferta existente, com a expansão prospectada para 2050

Relações entre custos de implantação atuais e resultantes em 2050

Relação entre potência elétrica instalada e área inundada

Dez maiores países no uso da fonte nuclear na produção de energia elétrica

Instalações em operação, em construção e em estudo de UTNs no Brasil

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xiii

ABREVIATURAS, SIGLAS, SÍMBOLOS E UNIDADES

* O estudo segue o Sistema Internacional de Unidades – SI, e a Tabela Periódica, salvo

indicado.

a.a.

ABNT

ACL

ACR

ANEEL

BEN

BRICS

CCEE

CE

CEPEL

CFURH

CIA

CMSE

cos ϕ

CVU

DE

EOL

EOF

EPE

EUA

FP

GEE

GSM

IBAMA

IBGE

IDH

IDHM

ao ano

Associação Brasileira de Normas Técnicas

Ambiente de Contratação Livre

Ambiente de Contratação Regulada

Agência Nacional de Energia Elétrica

Balanço Energético Nacional

Grupo de mercados emergentes – Brasil, Rússia, Índia, China e África do Sul

Câmara de Comercialização de Energia Elétrica

carbono equivalente

Centro de Pesquisas de Energia Elétrica

Compensação Financeira para Utilização de Recursos Hídricos

Central Intelligence Agency (Agência Central de Inteligência)

Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico

fator de potência

custo variável unitário

despacho econômico

central eólica

central eólica offshore (marítima)

Empresa de Pesquisa Energética

Estados Unidos da América

fator de potência

gás de efeito estufa

Global System for Mobile Communication (Sistema Global para Comunicação Móvel)

Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis

Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística

Índice de desenvolvimento humano

Índice de desenvolvimento humano médio

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IEA

IEEE

IPEA

MAR

MCH

MMA

MME

MP

OIEE

ONS

ONU

PCH

PDE

PNE

PIB

PNMA

PNUD

PNUMA

PPGE

Ppm

PWC

SEB

SIN

SIPOT

SOL

TGA

UHE

UTE

UTN

US$

WEC

WWF

International Energy Agency (Agência Internacional de Energia)

Institute of Electrical and Electronic Engineers

Instituto de Pesquisa Aplicada

usina hidroelétrica maremotriz

micro central hidroelétrica

Ministério do Meio Ambiente

Ministério de Minas e Energia

Medida Provisória

Oferta Interna de Energia Elétrica

Operador Nacional do Sistema Elétrico

Organização das Nações Unidas

pequena central hidroelétrica

Plano Decenal de Energia

Plano Nacional de Energia

Produto interno bruto

Política Nacional do Meio Ambiente

Programa das Nações Unidas para o desenvolvimento

Programa das Nações Unidas para o meio ambiente

Programa de Pós-Graduação em Energia

parte por milhão

Price Water House & Coopers

Sistema Elétrico Brasileiro

Sistema Interligado Nacional

Sistema de Informações do Potencial Hidrelétrico Brasileiro

central solar, fotovoltaica ou heliotérmica

Teoria Geral da Administração

usina hidroelétrica

usina termoelétrica

usina termonuclear

dólar norte americano

World Energy Council

World Wide Fund for Nature

xv

SUMÁRIO

INTRODUÇÃO............................................................................................................ 19

1. O CONCEITO DE DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL.......................... 27

1.1. A Teoria de Sistemas..............................................................................................

1.1.1. Principais definições............................................................................................

1.2. Visão Sistêmica do Modelo Insustentável Existente..............................................

1.2.1. A Questão das Mudanças Climáticas..................................................................

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1.3. A Difícil, mas Possível Transição..........................................................................

1.3.1. Projeções no Lado da Oferta de Energia.............................................................

1.3.2. Projeções no Lado da Demanda de Energia........................................................

33

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33

1.4. O Encaminhamento de Solução às Questões..........................................................

1.4.1. Na Componente Ambiental.................................................................................

1.4.2. Na Componente Sociopolítica.............................................................................

1.4.3. Na Componente Econômica................................................................................

1.4.4. Outros Componentes...........................................................................................

1.5. As Especificidades do Nosso País..........................................................................

1.5.1. Aspectos Socioeconômicos.................................................................................

1.5.2. Aspectos Diretamente Envolvidos com a Energia Elétrica.................................

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2. PERFIL DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO..........................................

2.1. Marco Atual do Brasil & a Energia Elétrica...........................................................

2.1.1. Cenário Presente..................................................................................................

2.1.1.1. Segurança de Fornecimento..............................................................................

2.1.1.2. Modicidade Tarifária........................................................................................

2.1.1.3. Operação de Despacho – Despacho Econômico – DE.....................................

2.1.2. Projeção do Cenário Futuro.................................................................................

2.2. Características Gerais do Sistema Elétrico Brasileiro............................................

2.3. Perfil Institucional..................................................................................................

2.3.1. Estrutura da Gestão..............................................................................................

2.4. Cadeia de Fornecimento.........................................................................................

2.4.1. Transmissão e Distribuição..................................................................................

2.4.2. Custos da Cadeia nas Tarifas para os Consumidores..........................................

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2.4.3. Paradoxo na Eficiência e na Gestão.....................................................................

2.4.4. Sistema de Despacho Elétrico Brasileiro – DE...................................................

2.5. Dados Consolidados de Oferta e Demanda............................................................

2.5.1. Oferta, Demanda, Perdas Técnicas e Intensidade................................................

2.5.2. Fontes de Produção e Participação na Matriz Elétrica........................................

2.5.3. Capacidade Instalada...........................................................................................

2.5.4. Emissões e GEEs.................................................................................................

2.5.5. Fluxos de Oferta e Demanda...............................................................................

2.5.5.1. Setor Industrial..................................................................................................

3. OS PLANOS GOVERNAMENTAIS DE EXPANSÃO DA GERAÇÃO...........

3.1. Visão Geral da Expansão Presente.........................................................................

3.2. Expansão Planejada no Horizonte até 2022............................................................

3.3. Expansão em Estudo até 2030................................................................................

3.4. Perspectivas de Expansão até 2050........................................................................

3.5. A Discutível Metodologia dos Planos Governamentais.........................................

4. CONSTRUÇÃO DE UM CENÁRIO MAIS SUSTENTÁVEL PARA 2050......

4.1. Prospecção da Necessidade de Energia Elétrica em 2050......................................

4.2. Prospecção das Formas de Obtenção da Oferta frente à Demanda........................

4.3 Prospecção das Fontes de Obtenção da Oferta frente à Demanda...........................

4.3.1. Lógica do Sistema................................................................................................

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4.3.2. Expansão da Fonte Hídrica..................................................................................

4.3.2.1. Repotenciação...................................................................................................

4.3.2.2. UHEs.................................................................................................................

4.3.2.3. PCHs.................................................................................................................

4.3.3. Expansão da Fonte Térmica.................................................................................

4.3.3.1. UTEs Fósseis....................................................................................................

4.3.3.2. UTEs Renováveis.............................................................................................

4.3.3.3. UTNs.................................................................................................................

4.3.4. Expansão de Outras Fontes.................................................................................

4.3.4.1. EOLs.................................................................................................................

4.3.4.2. SOLs.................................................................................................................

4.3.4.3. Maremotrizes....................................................................................................

4.4. Reunião dos Dados Obtidos....................................................................................

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4.5. Avaliação dos Resultados.......................................................................................

4.5.1. Relações entre Uso de Fontes Renováveis e Não Renováveis............................

4.5.2. Emissões de GEEs e Consumo de Óleo combustível Evitados.........................

4.5.3. Relações Obtidas entre as Diferentes Fontes em Ambos Cenários.....................

4.5.4.Relações entre os Custos de Produção Atuais e os Resultantes...........................

4.5.5. Sustentabilidade Passível de Ser Obtida..............................................................

4.5.5.1. Pela Ótica da Entropia......................................................................................

4.5.5.2. Pela Ótica dos Princípios Fundamentais...........................................................

5. ESTRATÉGIAS PARA TRANSIÇÃO AO CENÁRIO MAIS SUSTENTÁVEL...

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5.1. Principais Aspectos Obtidos, e Ajustes Necessários..............................................

5.1.1. Estruturação do Sistema......................................................................................

5.2. Implementações Técnicas, Operacionais e Normativas Aplicáveis......................

5.2.1. Implementação de Redes Inteligentes – Smart Grids..........................................

5.2.2. Internalização do Uso da Água e das Emissões de GEEs...................................

5.2.2.1. O Uso da Água..................................................................................................

5.2.2.2. As Emissões de GEEs.......................................................................................

5.2.3. Políticas Tarifárias que Equilibrem Crescimento & Desenvolvimento...............

5.2.4. Maior Estímulo à Eficiência Energética..............................................................

6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES..............................................................

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127

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131

134

REFERÊNCIAS CITADAS........................................................................................ 140

GLOSSÁRIO................................................................................................................ 149

APÊNDICE A – Energia.............................................................................................

A.1. Visão Cosmológica: a origem e a evolução físico-químicas de tudo....................

A.2. Relação Termodinâmica com a Terra....................................................................

A.3. A Questão da Entropia e o Não Equilíbrio Termodinâmico Estacionário.............

A.4. Energia Elétrica, Corrente Elétrica e Eletricidade.................................................

APÊNDICE B – Estado da Arte da Produção de Energia Elétrica........................

B.1. Geradores Elétricos................................................................................................

B.2. Usinas Hidroelétricas.............................................................................................

B.2.1. Histórico..............................................................................................................

B.2.2. Expansão.............................................................................................................

B.2.3. Aspectos Técnicos...............................................................................................

B.2.3.1. Turbinas...........................................................................................................

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xviii

B.2.3.2. Classificação....................................................................................................

B.2.4. Aspectos socioambientais...................................................................................

B.2.4.1. Disputas Econômicas.......................................................................................

B.2.4.2. Impactos Sociais..............................................................................................

B.2.4.3. Impactos Ambientais........................................................................................

B.2.4.3.1. As Emissões de GEEs...................................................................................

B.2.4.3.2. A questão dos Alagamentos..........................................................................

B.2.5. Perspectivas.........................................................................................................

B.3. Usinas Termoelétricas............................................................................................

B.3.1. Aspectos Gerais...................................................................................................

B.3.1.1. Combustão (ou queima) ..................................................................................

B.3.1.2. Combustíveis....................................................................................................

B.3.2. Tipos de Usinas...................................................................................................

B.3.3. Benefícios e Danos..............................................................................................

B.4. Usinas Termonucleares..........................................................................................

B.4.1. Histórico, Desenvolvimento e Representatividade Global Atual.......................

B.4.2. O Programa Nuclear Brasileiro...........................................................................

B.4.2.1. Programa Paralelo............................................................................................


B.4.4. Validade da Energia Nuclear..............................................................................

B.5. Centrais Eólicas (Aero Geradores) .......................................................................


B.5.2. Potencial Eólico Brasileiro..................................................................................

B.5.3. Impactos Associados...........................................................................................

B.5.4. Perspectivas.........................................................................................................

B.6. Centrais Solares (Painéis Solares Fotovoltaicos e de Acumulação) .....................

B.6.1. Representatividade Atual....................................................................................

B.6.2. Perspectivas.........................................................................................................

B.7. Usinas Maremotrizes..............................................................................................

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Introdução 19

INTRODUÇÃO

Faz-se a abertura apresentando os antecedentes que conduziram a este estudo; em sequência

introduzem-se o contexto da questão, a formulação da hipótese, o objetivo da tese, o método

de pesquisa, a sistematização do conhecimento acumulado, e a estrutura de organização do

documento.

(A) Apresentação

Sobre o autor. Douglas Wittmann1. Doutoramento em Ciências, área de concentração Energia,

linha de pesquisa Energia e Meio Ambiente (PPGE-USP). Mestrado em Engenharia de

Produção, área de concentração Gestão de Sistemas de Operação, linha de pesquisa Produção

mais Limpa e Ecologia Industrial (UNIP). Especialização em Gestão Empresarial (UNICSUL).

Graduação em Processos Gerenciais (FATECI). Trajetória profissional em Administração e

Projetos, no setor industrial. Na academia, professor nas áreas de Administração e Projetos.

Inserção com as questões energéticas. Existiu ao longo da trajetória profissional. O foco em

pesquisa ocorreu durante o mestrado, sobre a produção de hidroeletricidade na Amazônia; e no

doutoramento, sobre a obtenção e o uso de energia elétrica; temáticas aqui aplicadas.

Motivação do estudo. Há amplo debate na sociedade brasileira, sobre o palco da Indústria2 de

Energia Elétrica no Brasil – em forma de diferentes narradores e narrativos, dissonantes entre

si. Significa insuficiência de massa crítica frente a questões abertas. Lacuna de conhecimento

que motivou este estudo. Não se tem a pretensão de dar solução ao palco. Delimita-se a que,

nos aspectos aqui tratados, as lições aprendidas possam ser úteis a outros pesquisadores.

Justificativa e importância advêm subjacentes.

(B) Contexto da Questão

O grande problema, da indústria de energia elétrica no Brasil, está no custo que ela impõe à

sociedade – somatória do econômico com o ambiental e o social. No econômico a energia vem

1 Endereço Lattes: //lattes.cnpq.br//65408038426707008 2 Tratada pelos órgãos governamentais como “Setor Elétrico Brasileiro”. Não é encontrado tal setor na Classificação Nacional de Atividades Econômicas – CNAE, do Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística – IBGE. Neste estudo é adotada a denominação Indústria de Energia Elétrica no Brasil, e também Sistema Elétrico Brasileiro – SEB, ao referir-se às características de representação de um sistema.

Introdução 20

sendo tratada como uma mercadoria das máquinas governista e capitalista, não um subproduto,

que é, do meio ambiente, e utilidade à sociedade. No socioambiental sobram para a sociedade

as externalidades produzidas, diminuem os recursos não renováveis da nação, e aumentam as

emissões de gases de efeito estufa – GEEs. Há ainda um quadro de recente agrave, por escassez

de energia afluente na produção3 de energia elétrica por fonte hídrica, exigindo maior

acionamento térmico. Para o futuro, usinas predominantemente a fio d’água, que estão sendo

inseridas, estarão pronunciando ainda mais essa necessidade. Por força da estruturação térmica,

sobrarão mais emissões de gases de efeito estufa - GEEs e consumo de recursos fósseis por

unidade de energia elétrica produzida. A problemática apresentada, e sua projeção futura,

representam um modelo que não se alinha ao conceito de desenvolvimento sustentável, com as

tecnologias existentes.

Buscar transição para um modelo sustentável implica em crescimento alinhado com

desenvolvimento. Significa fazer uso renovável dos recursos de que se dispõe, diminuir

externalidades negativas, modificar padrões de consumo, desenvolver tecnologias apropriadas

de produção e suprimento no sistema por inteiro, obter ganhos na eficiência dos usos finais, e

eliminar ingerências existentes no planejamento, gestão e operação.

Torna-se improvável a uma só pessoa e estudo, dar cabo a todo contexto de preocupações,

apresentado. Mas dentre ele, há aspectos técnicos operacionais – o planejamento da expansão

e a operação do sistema elétrico, que são decisivos para a aproximação do sistema com a busca

de sustentabilidade. Três preocupações centrais são o uso da água acima da sua capacidade de

reposição, pelas usinas hidroelétricas – UHEs, a queima das reservas fósseis por expansão do

aumento no acionamento das usinas térmicas – UTEs, e as emissões de GEEs provocadas.

Delimitando-se a estes aspectos, uma pergunta é neste estudo eleita: É possível promover

alinhamento da Industria de Energia Elétrica no Brasil com busca de desenvolvimento

sustentável para o país? Como?

3 Por conceituação, os termos “energia elétrica” e “eletricidade” são etimologicamente quase sinônimos. Talvez por isso, sejam empregados indistintamente, como observado na mídia, literatura e entidades. Neste estudo utiliza-se “energia elétrica”. Da mesma forma, adotam-se suas “produção” e “uso”.

Introdução 21

(C) Formulação da Hipótese

Esta investigação parte das seguintes hipóteses (1 a 3):

(1) As bases conceituais e metodológicas de elaboração dos planos governamentais de expansão

da produção de energia elétrica no nosso país não conduzem à sustentabilidade;

(2) O aumento da participação de fontes renováveis na matriz de oferta de energia elétrica pode

ser compatível com os princípios da modicidade tarifária;

(3) A eficiência energética pode ser considerada como uma alternativa de aumento da oferta de

energia elétrica.

(D) Objetivo da Tese

Objetivo Geral

Identificar uma modelagem de composição e operação do parque produtor, com a qual a

indústria da energia elétrica no Brasil se sintonize com a busca de desenvolvimento sustentável

para o país, com matriz equalizando uso renovável de fontes disponíveis, menores emissões de

GEEs, e custos associados.

Para tanto, faz-se necessário (1 a 4):

(1) Identificar o que é sustentabilidade no que tange a energia e às especificidades do nosso

país;

(2) Identificar como evoluiria a projeção de demanda de energia elétrica para um cenário futuro

projetado em longo prazo, aqui fixado no ano base 2050;

(3) Identificar se é possível prospectar uma matriz de produção baseada na expansão de fontes

renováveis e diminuição relativa de emissões associadas de GEEs, para o cenário fixado em

2050;

(4) Identificar os principais mecanismos que seriam necessários para que o balanço futuro

obtido entre oferta e demanda pudesse ser alcançado e praticado.

Introdução 22

Objetivos específicos. As metas compreendem (1 a 5):

(1) Acelerar a participação das fontes renováveis;

(2) Obter eficiência por melhoria da relação entre energia útil e energia total do sistema elétrico;

3) Reduzir perdas técnicas;

(4) Evitar emissões de GEEs;

(5) Descentralizar a oferta, a partir de autoprodução, coprodução e geração distribuída.

Há questões importantes, ligadas à prospecção, que não são tratadas nesta pesquisa, a exemplo

das questões políticas, aos limites entrópicos, ao mapeamento dos potenciais hídricos de menor

pressão socioambiental disponíveis, às emissões unitárias por usinas, aos métodos para suas

internalizações, às taxas de progresso das curvas de aprendizado das fontes não tradicionais, à

evolução ano a ano da transição, e à quantificação das fontes de eficiência. Elas são citadas e

consideradas, mas as soluções não fazem parte do escopo desta tese.

(E) Método de Pesquisa

O caráter multisetorial e interdisciplinar dos assuntos tratados, faz o estudo transitar por áreas

da engenharia, física, química, ecologia, administração, economia e sociologia. Desta forma, o

caminho traçado, para elaboração geral do estudo, faz uso da clássica Metodologia da Pesquisa

Científica – Pesquisa; Análise; e Síntese; a partir da exploração, em carater dedutivo, de dados

secundários, com base bibliográfica – livros, documentos, artigos, eventos e entrevistas publicadas.

Para análise e tratamento dos dados levantados, são utilizados o Pensamento e Abordagem

Sistêmicos. O método advem da Teoria de Sistemas - TS. (CHIAVENATTO, 1999;

MAXIMIANO, 2006; SILVA, 2008). Aplica-se, aqui, a TS nas análises tanto qualitativas como

quantitativas dos assuntos tratados. Entendendo-se que um todo – sistema – é composto por partes

que interagem entre si e com o meio externo, de forma que para entender o todo é necessário entender

a inter-relação de suas partes. Literalmente, a aplicação de pensamento sistêmico trata cada assunto

complexo pelo entendimento do mecanismo de inter-relação das diferentes partes que o compoem;

e abordagem sistêmica trata o assunto fazendo uso das diferentes disciplinas que ao assunto estão

relacionadas e necessárias. Aplica-se, aqui o método, em carater dedutivo, na sistematização de

dados secundários, e indutivo, na sistematização de dados próprios obtidos.

Introdução 23

Para alcance dos objetivos propostos, o método utilizado consiste na aplicação de cinco

indicadores eleitos na presente investigação (1 a 5):

(1) Participação das fontes renováveis na Oferta de energia elétrica: Energia renovável / Energia

total;

(2) Eficiência na Oferta: Energia útil / Energia total do sistema elétrico;

3) Perdas técnicas: Energia elétrica consumida / Energia elétrica produzida;

(4) Emissões de GEEs: tCO2 / Energia elétrica produzida;

(5) Participação da autoprodução, coprodução e geração distribuída / Energia elétrica total

produzida.

Não se projeta, nesta pesquisa, um cenário futuro mais provável; e sim prospecta-se um cenário

futuro a partir da sistematização de dados no presente existentes.

(F) Sistematização do Conhecimento Acumulado

Em 2007, o órgão responsável por subsidiar o planejamento energético do Ministério de Minas e

Energia – MME, a Empresa de Pesquisa Energética – EPE, publicou estudo, iniciado em 2005, de

planejamento energético integrado de longo prazo, o Plano Nacional de Energia - PNE 2030 (EPE-

PNE, 2007). O PNE 2030 vem sendo utilizado como referência, pela EPE, na edição, de Planos

Decenais de Energia – PDEs, iniciada em 2006 e atualizada em edições anuais. Nesta pesquisa são

utilizados dados do PDE 2022, publicado em 2013 (EPE-PDE, 2013) (houve a disponibilização, em

fase de consulta pública, do PDE 2023, em setembro de 2014, quando este presente estudo

encontrava-se em edição).

A EPE vem trabalhando no planejamento de cenário futuro mais longínquo, na elaboração de um

Planpo Nacional de Energia para 2050 – PNE 2050. Até a edição deste presente estudo (agosto de

2014) não houve a publicação do PNE 2050. De cinco documentos previstos, pela EPE, para compor

o PNE 2050, duas Notas Técnicas foram publicadas (1 e 2): 1) Cenário Econômico (EPE-CE,

2014); e 2) Demanda de Energia (EPE-DE, 2014). Estas duas Notas Técnicas foram elaboradas

pela EPE, por meio de análise do cenário presente, econômico-energético – nacional e

internacional, e projetando o futuro por meio da técnica de Cenários Futuros Alternativos. Além

de estudos próprios, a EPE baseou-se, também, em dados globais, analíticos, estatísticos e

Introdução 24

probabilísticos, da International Energy Agency – IEA (Agência Internacional de Energia), do

Institute of Electrical and Electronic Engineers – IEEE (Instituto de Engenheiros Elétricos e

Eletrônicos), da Exxon Mobil Corporation, e da Price Water House & Coopers – PWC. Às duas

Notas Técnicas da EPE, são promovidas, nesta pesquisa, alterações de critérios visando ganho

de rendimento e diminuição da carga resultante na rede de energia elétrica, no cenário, aqui,

prospectado para 2050.

Em 2007, o Greenpeace Internacional e o Conselho Europeu de Energia Renovável – EREC,

apresentaram estudo, em forma de relatório, de projeção de cenário futuro, eleito 2050, visando

uma matriz de energia global mais limpa e renovável – Energy Revolution (TESKE, 2007).

Atualizações foram apresentadas em 2008, 2010 (TESKE et al, 2010) e 2012, também pelo

Greenpeace e pelo EREC. O cenário foi adaptado para mais de 20 países e regiões. No Brasil

recebeu três versões. Com relação à energia elétrica, o estudo parte do cenário presente em 2007

e da projeção futura do PDE 2019, com este projetando um cenário, que o estudo chama de

“Referência 2050”. Por meio de propostas, é construído um segundo cenário, que o estudo

chama de “Revolução Energética 2050”. Ambos são comparados, e apresentada como possível,

a obtenção de uma matriz elétrica futura mais limpa e renovável que a projetada partir do PDE

2019. Em 2013, o Greenpeace Brasil, o EREC e o Conselho Internacional de Energia Eólica –

GWEC, apresentaram uma terceira edição do cenário brasileiro (TESKE, 2013). Em relação à

energia elétrica, o estudo reforça as propostas de aumento de investimento em fontes

renováveis. Em 2014 houve a publicação do relatório e 2013 em forma de artigo científico

(BAITELO; FUJII; TESKE, 2014). O conjunto desses estudos representa notável instrumento

para evolução dos conceitos, de planejamento energético, tradicionalmente praticados. A esse

conjunto é feita, nesta pesquisa, uma análise crítica – qualitativa e quantitativa, em subsídio à

obtenção do cenário aqui, prospectado para 2050.

A pesquisa se embasou também na análise da bibliografia existente sobre o binômio energia e

sustentabilidade – os diferentes tipos de documentos elaborados por autores e organizações

nacionais e internacionais, em forma de publicações, resoluções, relatórios e eventos.

Introdução 25

(G) Estrutura de Organização do Documento

O documento4 está estruturado em três partes principais, além desta breve introdução que

contém as definições gerais iniciais (ver figura 1):

Figura 1 – Estrutura do documento.

Fonte: elaboração própria, com base em Silva (2003).

O desenvolvimento está dividido em duas partes. A primeira – obtenção dos dados – levanta e

analisa, pari passu, os dados e informações. É formada pelos capítulos 1 a 3, complementados

pelos apêndices A e B. Estes apêndices têm significado elementar para o nível do documento –

uma tese, mas são necessários à compreensão por parte de leitores não especialistas no binômio

em estudo – sustentabilidade & obtenção de energia elétrica. O conjunto, da primeira parte,

representa o embasamento teórico, a formação de visão crítico analítica sobre o estado da arte,

e a reflexão obtida das leituras e participações selecionadas. A segunda parte, do

desenvolvimento, promove tratamento aos dados e informações apurados na primeira, que por

necessidade de tratamento específico, permaneceram abertas frente ao alcance dos objetivos

formulados. É formada pelos capítulos 4 e 5. Representa a obtenção dos resultados e de suas

discussões. A última parte do documento, capítulo 6 – conclusão – sintetiza as principais lições

aprendidas e apresenta sugestões, que podem ser úteis a outros pesquisadores. No pós-texto é

fornecido, também, glossário com a terminologia técnica aplicada.

De forma específica, o escopo, de cada capítulo e apêndice, é representado por:

• Capítulo1: uma macro visão sobre a questão do desenvolvimento sustentável.

4 A formatação impressa segue o manual de Diretrizes para Apresentação de Dissertações do PPGE-USP, edição 2014. Disponível em: <www.usp.br/iee/?q=pt-br/biblioteca>.

Definições Iniciais:

- Introdução

Parte 1:

Obtenção de dados

- Capítulos 1 a 3 e - Apêndices A e B

Parte 2:

Obtenção de resultados

- Capítulos 4 e 5

Parte 3:

Síntese de conclusões

- Capítulo 6

Introdução 26

• Capítulo 2: as principais características, mecanismos de gestão e operação, e atual base de

dados – oferta e demanda de energia, do sistema elétrico brasileiro.

• Capítulo 3: uma análise dos documentos governamentais da expansão da geração: Plano

Decenal da Expansão – PDE 2022; Plano Nacional de Energia - PNE 2030; Cenário

Econômico - CE 2050; e Demanda de Energia - DE 2050.

• Capítulo 4: a possibilidade de se projetar, para o cenário futuro, uma matriz elétrica mais

sustentável, baseada na aceleração da expansão das fontes renováveis de energia.

• Capítulo 5: os fatores necessários de se implementar para que se transite em sentido a um

cenário mais sustentável, na obtenção de energia elétrica, até 2050.

• Capítulo 6: a síntese das principais lições aprendidas.

• Apêndice A: os principais conceitos físicos, sobre energia, que fundamentam o estudo.

• Apêndice B: o atual estágio de desenvolvimento das diferentes fontes de produção de

energia elétrica.

Capítulo 1 – O Conceito de Desenvolvimento Sustentável 27

1. O CONCEITO DE DESENVOLVIMENTO SUSTENTÁVEL

Este capítulo examina o conceito de desenvolvimento sustentável, tendo como referencial

teórico a Teoria de Sistemas.

1.1. A Teoria de Sistemas

Em 1937, o biólogo Ludwig von Bertalanffly propôs uma teoria que nomeou Teoria Geral de

Sistemas – TGS, com objetivo de analisar a natureza dos sistemas e a inter-relação entre suas

partes, assim como a inter-relação entre eles em diferentes espaços – a exemplo dos sistemas

sociais e econômicos – e ainda, as suas leis fundamentais. A aplicação da TGS se expandiu para

outras áreas da ciência, citem-se a sociologia, a psicologia, a cibernética, a economia, a

administração e muitas ciências físicas. Nas exatas palavras de Bertalanffly:

“Um problema básico postulado para a ciência moderna é a teoria geral da organização.

A Teoria Geral de Sistemas é, em princípio, capaz de dar definições exatas para tais

conceitos e, em casos específicos, capaz de coloca-los para uma análise quantitativa”

(Op. cit.).

Os teóricos de sistemas, ao invés de explicar o todo em termos das partes, explicam as partes em

termos do todo. Difrentemente das antigas disciplinas científicas que se viam cada uma separada das

demais, as novas interdisciplinas procuram ampliar-se para combinar e abranger mais aspectos da

realidade – uma visão do todo, que significa uma concepção holística, a unificação das ciências

(SILVA, 2008).

Nas áreas da ecologia, da engenharia ecológica, e da economia ecológica, a TGS permite

entender a inter-relação existente entre o sistema humano, o sistema de produção, e o sistema

natural, bem como as inter-relações existentes dentro cada um destes sistemas e suas interações.

Com isso pode-se ter uma ideia de como eles são formados, como são organizados, quais são

seus potenciais e rendimentos, entre outros indicadores, auxiliando entender e compreender

como eles funcionam e como tendencialmente funcionariam no futuro. Dentre outros estudos

na área, com base na TGS, e estudando a relação entre economia e sustentabilidade, Herman


Daly (DALY, 1991) propôs uma economia de estado estacionário, sem crescimento, ou quase

sem, a partir de alcance de determinado estágio de desenvolvimento. Também com base na

TGA, e aplicando-a à biologia, ecologia, geologia, termodinâmica, economia e sociologia,

Howard Odum (ODUM, 1996) propôs avaliar as atividades antropogênicas frente ao meio

ambiente por meio da exergia resultante em determinado sistema em análise, ao que nomeou

contabilidade por emergia – também conhecida por síntese emergética.

No compêndio – reunião de diferentes teorias eleitas em utilização – da atual Teoria Geral da

Administração – TGA (ou Teoria das Organizações – TO, como é também chamada por algumas

escolas e autores), a TGS tem o nome de Teoria de Sistemas - TS.

A TS, em administração, entende que as organizações – sociais e empresariais – representam

sistemas abertos, complexos, e interdependentes, tanto em relação aos seus subsistemas internos,

como tambem em relação aos sistemas externos – os ambientes físico, econômico e sociopolítico,

nos quais estão inseridas. A TS perrmite análises tanto qualitativas como quantitativas. Entende

que um todo – sistema – é composto por partes que interagem entre si e com o meio externo, de

forma que para entender o todo é necessário entender a inter-relação de suas partes. Literalmente, na

TGA, “pensamento sistêmico” significa tratar um assunto complexo pelo entendimento do

mecanismo de inter-relação das diferentes partes que o compoem; e “abordagem sistêmica” significa

tratar o assunto fazendo uso das diferentes disciplinas que ao assunto sejam relacionadas e

necessárias. (CHIAVENATTO, 1999; MAXIMIANO, 2006; SILVA, 2008).

1.1.1. Principais Definições

Silva (2008) apresenta as seguintes definições:

Teoria de Sistemas – TS. Um campo lógico matemático cuja tarefa é a formulação e derivação

dos princípios aplicáveis aos sistemas em geral. Há três aspectos principais:

(1) Ciência de sistema: exploração científica dos todos e da totalidade;

(2) Tecnologia de sistema: técnicas, modelos e abordagens matemáticas de engenharia de

sistemas;

(3) Filosofia de sistema: reorientação do pensamento e visão geral


Sistema. Um conjunto de elementos interagentes e interdependentes relacionados cada um ao

seu ambiente de modo a formar um todo organizado.

Análise pela ótica de sistema. Quando alguma coisa, tal como uma organização, é examinada

a partir da perspectiva de sistema, significa que a atenção é dada tanto aos elementos como à

interação. No caso de uma organização, significa que nenhuma parte pode ser totalmente

compreendida se a relação de uma parte com as outras partes não for examinada.

Considerações básicas. Há seis considerações básicas relativas ao pensamento de sistemas:

(1) Os objetivos do sistema total: as metas ou fins

(2) O ambiente do sistema: tudo o que está do “lado de fora” do sistema

(3) Os recursos do sistema: os meios disponíveis

(4) Os componentes do sistema: todas atividades que contribuem para a realização dos objetivos

(5) A administração do sistema: o planejamento e o controle do sistema

(6) A sinergia obtida: a soma dos benefícios das operações combinadas de uma organização é

maior do que se as operações fossem realizadas separadamente; essa criação de um todo maior

que a soma de suas partes é denominada sinergia.

A partir da fundamentação teórica apresentada, aplica-se, nesta pesquisa, a TS como método de

análise tanto quantitativo como qualitativo dos assuntos tratados. A aplicação de pensamento

sistêmico trata cada assunto complexo pelo entendimento do mecanismo de inter-relação das

diferentes partes que o compoem; e a aplicação de abordagem sistêmica trata o assunto fazendo

uso das diferentes disciplinas que ao assunto estão relacionadas e necessárias.

1.2. Visão Sistêmica do Modelo Insustentável Existente

Seja qual for a definição que se queira dar ao desenvolvimento sustentável, o conceito mais

aceito é o “desenvolvimento capaz de suprir as necessidades da geração atual, sem comprometer

a capacidade de atender as necessidades das futuras gerações”.


Trata-se de conceito sistêmico, formado por três componentes: o econômico, o ambiental e o

sociopolítico. Onde para ser alcançado, depende de ações frente ao reconhecimento de que os

recursos naturais são finitos.

A ideia é simples e cientificamente amparada. Mas mesmo após todos os acontecimentos que

marcaram a evolução do conceito, progressos tecnológicos, aumento da conscientização das

populações, e ações de governos, organizações e pensadores – desde a década de 1960 até os

dias atuais – permanece ainda incipiente, frente ao prenúncio catastrófico de, em futuro incerto,

a falta poder vir a representar, até mesmo, a própria extinção da raça humana.

O fato é que não há como fugir do estado de não equilíbrio termodinâmico que rege o

funcionamento dos sistemas naturais do planeta Terra, e que dão sustento à vida, na concepção

que conhecemos e usufruímos. Esse imperativo foi demonstrado, entre outros, por Howard

Odum1 (ODUM, 1996), que com base na biologia, ecologia, geologia, termodinâmica,

sociologia, e outras ciências, apresenta (1 a 3):

(1) As reservas fósseis como sendo estoques de carbono – C sequestrado pela biosfera ao longo

de eras geológicas passadas, sem possibilidade de renovação no intervalo de vida da civilização

atual – a exemplo do petróleo.

(2) Os recursos renováveis como sendo passíveis de uso no limite da taxa com que a biosfera

seja capaz de repô-los dentro do intervalo de vida da civilização atual.

(3) Se o consumo de renováveis for predatório, acima da taxa de regeneração, recursos de

reposição lenta – a exemplo da biomassa oriunda de florestas – tornam-se também não

renováveis.

Herman Daly (DALY, 1991), reconhecido teórico da sustentabilidade, preconiza (1 e 2):

(1) Os recursos naturais não devem ser consumidos a uma velocidade que impeça sua

recuperação.

1 Odum faz a avaliação das atividades antropogênicas frente ao meio ambiente por meio da exergia resultante em determinado sistema em análise. Para poder contabilizar diferentes unidades, propôs unifica-las em mesma base comum, via aplicação de fatores de transformidade oriundos da relação com a fonte que considera básica, a energia do sol, proposição, esta, que nomeou emergia.


(2) A produção de bens não deve gerar resíduos que não possam ser absorvidos pelo ambiente

de forma rápida e eficaz.

Das postulações de Odum e Daly, pode-se extrair e eleger um conjunto de três premissas

fundamentais para busca de sustentabilidade (1 a 3):

(1) O uso, dos recursos renováveis, não deve superar as suas capacidades de renovação.

(2) A velocidade, de uso dos recursos não renováveis, não deve superar a velocidade de

desenvolvimento dos recursos renováveis.

(3) A emissão de poluentes não deve superar a capacidade de absorção do meio ambiente.

O que vivenciamos na civilização atual é que a partir da Revolução Industrial, o crescimento

da economia mundial, baseado na queima das reservas fósseis, além da explotação dessas

reservas, está revertendo, em menos de três séculos, os ciclos biogeoquímicos de sequestro de

carbono, acumulados durante milhões de anos, podendo, conforme convergem pesquisadores,

cite-se Ortega (2012), pôr em risco o equilíbrio da biosfera.

Dentre os efeitos atuais, em parte decorrentes, estão os já sentidos efeitos das alterações

climáticas, no caso da energia elétrica, já em 2014, trazendo comprometimento à produção

hídrica.

1.2.1. A Questão das Mudanças Climáticas

Mudanças (ou alterações) climáticas – variações de temperatura, precipitação, vento,

nebulosidade e outros fenômenos climáticos – são atribuídas a processos naturais da própria

Terra, onde se incluem variações orbitais, variações da composição da atmosfera, deriva de

continentes e vulcanismo, dentre outros fatores. A forças externas, onde se incluem variações

na intensidade da radiação solar, dentre outros fatores. E mais recentemente, à ação do homem

– ação antropogênica.


Não há consenso, mas há presunção, pela maior parte da comunidade científica, de que as

alterações atuais, em parcela principal mas não definida, tenham causas antropogênicas. O

principal atributo seria a elevação da concentração de GEEs, de 280 ppm a partir da Revolução

Industrial, para os atuais 400 ppm. E os principais fatores de causa seriam o desmatamento, a

queima de combustíveis fósseis e o cultivo de gado. A relação existente no trinômio energia-

terra-homem, frente às condicionantes físico-químico-geológico-biológico, elencadas, é a

seguir esquematizada por meio da figura 1.1.

Figura 1.1 - Relação evolutiva: Energia; Terra; Homem

Fonte: Wittmann (2010).

Frente à evolução e ao estágio atual do modelo insustentável de desenvolvimento existente,

apresentados, como poderá estar o mundo em um futuro não muito distante, a exemplo do

cenário de 2050? É possível uma transição?

+ 2,0- 4.570.000

Formação

do Planeta

Terra

Escala

Gregoriana

(x 1.000 anos)

Era

Atual

- 1.800

Surgimento

do gênero Homo

(- 1.500 a - 2.500)

- 400

Início do

uso do

fogo

- 200

Evolução

do Homo

Sapiens

0- 542.000 - 251.000 - 65.000

Primitivo

(Pré-

cambriano)

Primário

(Paleozóico)

Secundário

(Mesozóico)

Quaternário

(Cenozóico)

Terciário

(Cenozóico)

Formação e disposição, geológicas, das fontes de

recursos naturais renováveis e não renováveis

(capital natural)

Consumo antropogênico dos recursos

Subsistência

(caçador-coletor:

estimativa = 1.700

Kcal a 9.000 Kcal x ser

vivo x dia)

Crescimento Massificação

(população, economia

e tecnologia:

estimativa (Out. 2010)

= 1,7E9 Kcal x 7,0E9

pessoas x dia)

Revolução

Industrial

+ 1,8


1.3. A Difícil, mas Possível Transição

Traçar projeções acertadas é tarefa complexa em diversas áreas da sociedade humana, mas no

campo da energia há premissas que podem ser aplicadas.

1.3.1. Projeções no Lado da Oferta de Energia

A menos que uma tecnologia totalmente nova venha revolucionar a obtenção de energia, o que

não é impossível, mas ainda não passa de abstrata possibilidade – de forma que pelo Princípio

da Precaução2 não deve hoje ser elencada como solução – as atuais reservas fósseis estarão se

exaurindo – ou exauridas – ao longo do século XXI, e o petróleo, hoje base da cadeia

econômica, inevitavelmente será3 objeto de extração mais onerosa e alvo de disputas

geopolíticas, culminando em restrições de suprimento, elevação de preço e destinação a nichos

de aplicação mais nobres que a simples queima, a exemplo da química fina e dos plásticos de

engenharia.

A partir desse prisma, em termos de fontes de produção de energia, o que sobra é desenvolver

as fontes renováveis. Única outra alternativa de produção – econômica e comercialmente

viável com as tecnologias hoje existentes – é a fonte nuclear, para a qual não há consenso, em

razão dos já apontados riscos associados. Essa conclusão representa a convergência dos

pesquisadores da área, citem-se Goldemberg (2010), Guimarães (2010), Reis (2011) e Veiga

(2008), dentre série de outros que se dedicam ao binômio energia & sustentabilidade.

1.3.2. Projeções no Lado da Demanda da Energia

Além de fazer uso das fontes renováveis, a premissa fundamental, conforme já estabelecido a

partir de Odum (1996), é equilibrar os fluxos termodinâmicos entre o consumo e a

capacidade de regeneração dos ecossistemas. O que é consenso entre ecologistas, físicos e

outros pesquisadores das áreas das ciências exatas e da terra.

2 Foi formulado pelos gregos significando ter cuidado e estar ciente. Na era moderna trata das ações antecipatórias para proteger a saúde das pessoas e dos ecossistemas. Dentre as diferentes interpretações existentes, especificamente o Princípio 15 - Princípio da Precaução - da Declaração do Rio/92 sobre Meio Ambiente e Desenvolvimento Sustentável (1992) diz: "Para que o ambiente seja protegido, serão aplicadas pelos Estados, de acordo com as suas capacidades, medidas preventivas. Onde existam ameaças de riscos sérios ou irreversíveis, não será utilizada a falta de certeza científica total como razão para o adiamento de medidas eficazes, em termos de custo, para evitar a degradação ambiental". 3 Colocação advinda de Matai (2010).


De um lado esse equilíbrio é enfraquecido pelas perdas causadas à natureza, por culpas das

atividades econômicas – os impactos ambientais decorrentes, que são: emissões, calor residual,

rejeitos produzidos e recursos perdidos. Em termos de física, conforme já apresentado, a

entropia, do sistema Terra, aumenta mais. Concorre em paralelo a máquina do capitalismo – o

estímulo ao consumo.

Por outro lado esse equilíbrio pode ser fortalecido na medida em que se diminua o atual – e

elevado – padrão de consumo da sociedade mundial (BERMANN, 2008). Em termos de física

a entropia, do sistema Terra, aumenta menos. Há outros dois principais fatores que em paralelo

podem concorrer (1 e 2): 1) o aumento da eficiência global no uso da energia – a parte

conservada assume o efeito de gratuito componente da matriz de produção; e 2) o atingimento

de estabilização ou decrescimento demográfico mundial.

1.4. O Encaminhamento de Solução às Questões

Frente às projeções traçadas apresentam-se questões abertas, cujo tratamento pode representar

transição para o alcance de uma modelagem sustentável na atuação humana.

1.4.1. Na Componente Ambiental.

Vê-se como questão central a ser focada, a desassertividade das ações humanas sobre o meio

ambiente. Em razão da inobservância e descumprimento dos limites da estabilidade entrópica

do planeta. Conforme já visto, a “vida” existe graças a processos que degradam energia de alta

qualidade, o que mantém estável a entropia na Terra, com liberação para o universo. De forma

que a continuidade da existência dos ecossistemas depende de que os fluxos de entropia do

planeta não se afastem significativamente dos níveis atuais.

Entretanto, frente à mencionada continuidade, e às principais e atuais preocupações ambientais

presentes na humanidade, que são a explotação de recursos fósseis, o aumento de emissões

de GEEs e a escassez de água potável, Carvalho e Sauer (2010) relatam que há falta de

trabalhos experimentais – dados quantitativos, com escalas – graus entrópicos, capazes de

definir os limites entrópicos dos diferentes fluxos e elementos que interagem no sistema Terra,


a partir das quais os humanos melhor pudessem balizar suas atividades frente ao uso dos

recursos naturais e seus efeitos decorrentes.

1.4.2. Na Componente Sociopolítica

Apresentam-se duas principais questões abertas (1 e 2).

(1) A perversa diferença social e geopolítica. O Relatório de Desenvolvimento Humano de

2014, do Programa das Nações Unidas para o Desenvolvimento – PNUD, da Organização das

Nações Unidas – ONU, aponta o planeta dividido em 49 países com Índice de Desenvolvimento

Humano – IDH, muito alto; 53 países com IDH alto; 42 países com IDH médio; e 43 países

com IDH baixo (PNUD, 2014). Significa4divisão em diferentes blocos de suprimento de

necessidades básicas, conquista de qualidade de vida, e formulação de políticas, objetivos e

metas – ações desalinhadas decorrentes. A descrição dessas diferenças é disponibilizada na

mídia, como coexistência desde miséria e fome, principalmente, em países do território

africano, a até exageração da riqueza, principalmente, em países do hemisfério norte. E não só

externamente entre países, como também internamente entre regiões e classes sociais. A Teoria

Marxista já previa a exacerbação dessas diferenças – pela Mais-Valia5 desenfreada do

Capitalismo, reinante até a atualidade. Sachs (2005) aponta que dever-se-ia rever o Consenso

de Washington6, de forma a efetivamente transferir aos países subdesenvolvidos, o grau de

recursos que possibilitou no passado aos países hoje desenvolvidos, o alcance de seus

atuais estágios de desenvolvimento. Veiga (2008) endossa e acrescenta ser necessário

substituir os atuais paradigmas de crescimento econômico socialmente perverso – perverso

porque se alimenta de desigualdades sociais. Por ações para erradicar a miséria, assegurar os

4A Central de Inteligência (Central Intelligence Agency - CIA) acusa a existência, em 2014, de 252 países no planeta (CIA, 2014); 193 deles reconhecidos e pertencentes à ONU. De partida, atente-se que esses dados representam 59 países fora das ações e acordos conjuntos do grupo de países membros. Do total de 252 países citados, diferentes critérios de apuração têm sido utilizados para classifica-los, de acordo com seu nível de desenvolvimento, sendo que não são encontrados dados oficiais em mesma base e fonte sobre todos eles. Utilizando-se de critério mormente aceito, ainda que não o ideal, o IDH, montado no Relatório de 2014 do PNUD, da ONU, cobrindo 187 países, tem-se como classificação: 49 países com IDH entre 0,808 e 0,944, muito alto; 53 países com IDH entre 0,70 e 0,79, alto; 42 países com IDH entre 556 e 698, médio; e 43 países com IDH entre 0,337 e 0,54, baixo. A ONU não oficializa definição para país subdesenvolvido, em desenvolvimento, ou desenvolvido. Diferentes entidades utilizam diferentes critérios próprios. 5Termo cunhado por Karl Marx em 1905, na série de 4 estudos – O Capital – iniciada 1867. Marx o aplicou à diferença entre o valor final de uma mercadoria frente à soma do valor dos meios de produção com o valor do trabalho – este o valor mínimo, o que seria a base para o lucro no sistema capitalista. (MARX, 2008). 6 Conjunto de medidas acordadas em Washington, em 1989, que passou o Fundo Monetário Internacional – FMI a ser o receitado, a partir de 1990, para promover o ajustamento macroeconômico dos países em dificuldades. Analistas diferem das ações do FMI, estendendo-se a buscar saber o que substituí-lo (RODRIK, 2006). Até a edição deste documento – 2014 – tal encaminhamento não foi encontrado.


serviços básicos – principalmente educação e saúde, diminuir as desigualdades sociais,

melhorar a qualidade de vida, e possibilitar pleno acesso à cidadania. Parkin (2014) instiga,

para tanto, ser necessário alterar o modo de pensar, onde cada pessoa passe a constituir uma

liderança positivamente divergente do retrato atual, este qual a autora também cunha de

perverso.

2) O expressivo crescimento demográfico. Em 1950, a população do planeta era estimada em

2,6 bilhões de pessoas. Relatório, da ONU, aponta que o planeta atingiu 7,2 bilhões em 2013,

com projeção de atingir 9,6 bilhões em 2050 (ONU, 2013). Essa projeção de aumento, do

número de habitantes, vem ainda acompanhada de (1 a 3): 1) aumento da expectativa de tempo

de vida por habitante; 2) aumento da concentração urbana; e 3) maior incidência de crescimento

nos países subdesenvolvidos e emergentes (ONU, 2013) – justamente a parcela onde decorre,

de esperado desenvolvimento, elevação de consumo7 per capita de energia. Portanto, significa

um contingente humano expressivamente maior e mais dependente de recursos naturais,

estes em parte exauridos e finitos. Vê-se, daí, necessidade de ampliar as ações de

planejamento familiar8 e orientação à contracepção, até agora desenvolvidas por governos

e organizações, dentre outras cite-se a ONU, ainda incipientes, conforme comprovam os dados

e informações acima expostas.

1.4.3. Na Componente Econômica

Países desenvolvidos – se é que nesse tocante o termo cabe adequado – consomem mais energia.

Cinco vezes mais que os emergentes, por habitante, conforme Lucon (2006). Esse dado

significaria, então, a sustentabilidade como uma utopia? Hoje sabe-se que não9, uma

interpretação acertada é que a abismal diferença existente está relacionada, no lado dos mais

desenvolvidos, aos excessos no consumo – a já citada exacerbação da riqueza; e no lado dos

menos desenvolvidos, à carência de recursos – financeiros, materiais e tecnológicos, para

acesso e uso. Mas foi justamente essa interrogativa, acima colocada, que permitiu no passado,

7 Nos países desenvolvidos o consomo per-capita de energia é verificado cinco vezes maior que nos emergentes. (LUCON, 2006). 8 Outras medidas seriam o controle da natalidade, a exemplo do aplicado pelo governo totalitário chinês, mecanismo repudiado pela maior parte de outras lideranças; e a plena liberação do aborto, objeto atual de vasta polêmica moral, religiosa e jurídica. 9O padrão de consumo de energia de determinado país está associado à quantidade de produção industrial, e à quantidade de consumo de sua população – por seu padrão socioeconômico cultural. Daí, países que reúnem maior produção industrial, grandes contingentes populacionais, e cultura com elevado padrão de consumo, são os que mais consomem energia. Melhor exemplo, os Estados Unidos.


a existência de um modelo de desenvolvimento – chamado “antigo” por Diniz; Bermann,

(2012), entre outros autores, conduzindo ao cenário econômico presente.

Carvalho; Sauer (2010) esclarecem que os conceitos de sustentabilidade econômica e ambiental

seguem sendo confundidos por parte dos economistas, na errônea suposição de que a tecnologia

e o mercado sejam suficientemente capazes de, frente às crescentes necessidades, sempre

transformar o capital natural em capital econômico – “feito pelo homem”; de forma a ser preciso

passar-se a eleger essa distinção.

O Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente – PNUMA, resume a análise em uma

curta e incisiva frase: Uma era marcada pelo uso inadequado do capital (PNUMA, 2011).

O Programa atribui as recentes crises verificadas nas últimas décadas no planeta, tanto as

econômicas, como as ambientais – fósseis, água e GEEs, ao que ele considera falha estrutural

do sistema econômico. E apresenta – com argumentos econômicos, ambientais e sociais – que

a solução só pode ser obtida a partir de transição, da economia atual, calcada no Equilíbrio de

Mercado, para uma Economia Verde10, esta interdisciplinar e capaz de dar mesmo tratamento

– conjuntural e interdisciplinar, aos demais tripés da sustentabilidade, o ambiente e a sociedade,

estes a força motriz da economia, portanto não podendo ter desprezo ou menor peso. Esse

entendimento é compartilhado por pesquisadores, especialmente os da economia ecológica, e

os conectados com o ambiente e a sociedade, a exemplo de Diniz; Bermann, (2012); Sachs

(2005) e Veiga (2008), dentre série de outros.

1.4.4. Outros Componentes

Vê-se outro fator, neste final a ser acrescentado, em razão de não se tê-lo encontrado discutido

na literatura ligada à sustentabilidade. É aqui cunhado Efeito Gen. A Psicologia

Evolucionista11aceita que o comportamento instintivo seja desenvolvido e transmitido

geneticamente pela hereditariedade; não tem definido como a outra parte do comportamento –

o cognitivo que cada indivíduo experimenta durante sua existência, se agrega à genética – nem

como, nem quanto (Ades, 2009). De toda forma, somos exemplares da primeira geração a se

10 Em 1950 o economista alemão Karl Wiliam Kapp apresentou a necessidade de integrar diferentes disciplinas do saber no trato da economia, caminho para o qual propôs a Eco-Sócio-Economia. Desta e de outras proposições e pesquisadores, desenvolveu-se a Economia Ecológica, e mais recentemente a Economia Verde. Em 2011, o relatório Towards a Green Economy (Rumo a uma Economia Verde) do PNUMA, assim passou a definir Economia Verde: a “economia que resulta na melhoria do bem estar humano e na equidade social, enquanto reduz significativamente os riscos sociais e ambientais”; ou a “economia de baixo carbono, com eficiente uso de recursos e socialmente inclusiva”. 11 Ciência interdisciplinar que busca uma síntese entre os aportes darwinianos e os propriamente psicológicos.


deparar com as questões da sustentabilidade, consensualmente conceituadas só em passado

recente – a partir da segunda metade do século XX. Esse atual limiar, portanto, é racional – o

cognitivo, não estando gravado em nossa genética, tal qual está o instintivo. Daí a dificuldade,

os humanos – como os demais seres vivos – são mais capazes de reagir frente a questões

imediatas, instintivas e gravadas em suas genéticas, do que a questões novas, embora presentes

– e digam-se perversas as do desenvolvimento insustentável – que incidem

“homeopaticamente” à frente no tempo. Dificuldade que aqui se cunha como Efeito Gen.

Possivelmente um fator a ser discutido no prosseguimento dos estudos sobre os desafios dos

paradigmas do século XXI, ligados às questões da sustentabilidade.

De posse da visão macro obtida de desenvolvimento sustentável, a seguir centra-se o foco no

país e na obtenção de energia elétrica.

1.5. As Especificidades do Nosso País

Ficou claro que desenvolvimento e crescimento representam curvas diferentes. As escolhas de

crescimento econômico, de cada país, estão ligadas, como ponto de partida, ao seu estágio de

desenvolvimento, e suas especificidades.

Veiga (2008) assim as descreve: países desenvolvidos, onde a sociedade já obteve os meios de

que precisa para esperada qualidade de vida, não precisam de crescimento. Países

subdesenvolvidos, onde ainda há miséria e falta e recursos, necessitam imperativamente de

crescimento. No meio termo, para países emergentes – caso do Brasil, cabe alinhar crescimento

com desenvolvimento.

1.5.1. Aspectos Socioeconômicos

No caso do Brasil, busca de sustentabilidade implica em conciliar diferenças socioeconômicas:

• A coexistência, no nosso país, de mercado capitalista, com crescimento de economia e de

população, sendo esta com assimetrias sociais por eliminar, necessidade de combate à


pobreza e à miséria12, e parcelas carentes de atendimento básico – saneamento, saúde,

educação, segurança, transporte e moradia.

Apontado como a sétima maior economia mundial, em 2013, o Brasil está também entre os

maiores em território (quinto maior), e em população (quinta maior). No entanto em índice de

desenvolvimento humano – IDH, de acordo com (PNUD, 2014) é o 79º mundial.

Em termos de população, o país atingiu cerca de 201 milhões de habitantes, com densidade de

22,43 habitante/km – inferior à média mundial – e distribuída irregularmente no território, com

maiores concentrações, respectivamente, nas regiões sudeste, sul e nordeste; e menores,

respectivamente, nas regiões norte e centro-oeste (IBGE, 2013). Essa população cresce em

taxas com curva em declínio do aumento, tendendo a estabilizar-se a partir de 2040, projetando-

se representar, em 2050, cerca de 260 milhões de pessoas (IBGE, 2013). Essa projeção de

aumento segue nos mesmos moldes mundiais (1 a 3): 1) aumento da expectativa de vida por

habitante (81,3 anos, ao nascer, segundo IBGE (2013)); 2) aumento da concentração urbana; e

3) e aumento de consumo per capita de energia.

Em termos sócio econômicos, O IDH do Brasil – ano base 2013 – foi apontado em 0,744 (IDH

alto); superando a média da América Latina e Caribe (0,74); e colocando-o na já citada 79º

posição no ranking mundial. Os países latino-americanos com maior IDH são apontados por Chile

(41º no ranking), Cuba (44º) e Argentina (49º). Os três com IDH muito alto. Além destes, na América

Latina, estamos também abaixo13 do Uruguai, Panamá, Venezuela e Costa Rica. O brasileiro está

abaixo da média latino-americana em anos de estudo (Brasil 7,6 anos) e expectativa de vida

(Brasil 73,9 anos). Em relação ao grupo dos cinco grandes mercados emergentes – BRICS –

Brasil, Rússia, Índia, China e África do Sul, a classificação coloca o Brasil na segunda posição

(PNUD, 2014).

12 Pensar que a miséria está erradicada no Brasil é utopia. Trata-se de problema grave e crônico – estende-se desde a antiga senzala até a atual favela. Mesmo com os avanços perpetrados durante as últimas décadas pelos governos Collor, Itamar, FHC, Lula e Dilma, a miséria ainda existe. O governo federal informou – na pessoa da Presidente Dilma Rousseff, em 10.06.2014 – “em dez anos” terem sido tirados “36 milhões de brasileiros da miséria”, por meio de programas de transferência de renda. Esses dados são considerados inflados – em termos de retirada – pelo Instituto de Pesquisa Econômica aplicada – IPEA (PATU, 2014). Mas, de toda forma, 2,5 milhões de miseráveis não são ainda atendidos – em 2014 – pelo atual programa Brasil Carinhoso, conforme admite o próprio governo (id, 2014). E por outro lado, todo o discursado contingente de 36 milhões de pessoas representa, em verdade, parte da sociedade vivendo de bolsas de auxílio, não de meios próprios de subsistência. Não se trata de crítica aos programas, as iniciativas são necessárias, trata-se e apresentar os fatos. 13 Abaixo também do México, mas este aqui não conta por ser classificado como da América do Norte.


Cientistas sociais entendem que o IDH é insuficiente para análises apuradas. Por falta de

variáveis consideradas, por representar apenas o valor médio, e por não apresentar a

distribuição. A preocupação central está em conhecer as desigualdades. Onde, no caso do

Brasil, as desigualdades sociais e regionais representam a maior questão.

Essas desigualdades podem ser vistas por meio de outro índice, o IDH Médio – IDHM14, do

Atlas do Desenvolvimento Humano no Brasil (IPEA, 2013), do Instituto de Pesquisa Aplicada

- IPEA. Uma visualização da distribuição por regiões brasileiras é fornecida a seguir por meio

da figura 1.2:

Figura 1.2 – Distribuição do IDHM no território brasileiro.

Fonte: IPEA (2013). Notas (1 a 3): 1) Dados de 2013 referentes ao senso de 2010; 2) Brasil: IDHM Alto e Médio

74% dos municípios; Baixo 25,4%; Muito Baixo 0,6%. 3) Predominância por regiões: Sul: Alto 25%; Sudeste:

Alto 52%; Centro-Oeste: Médio 57%; Norte: Médio 50%.

Uma tabulação da distribuição do IDHM projetado na figura 1.2, por número de municípios e

contemplando também a evolução temporal, é fornecida a seguir por meio da tabela 1.1:

14 Apura médias por municípios, com critérios mais abrangentes que o IDH do PNUD, e englobando (1 a 4): 1) expectativa e vida ao nascer; 2) escolaridade da população adulta; 3) Fluxo escolar da população jovem; e 4) renda per capita.


Tabela 1.1 – Evolução do IDHM, de 1991 a 2010, por número de municípios.

Fonte: IPEA (2013).

Um outro indicador, comumente eleito pelos estatísticos, em apuração de desigualdades, é o

Coeficiente de Gini – número adimensional entre 0 e 1 onde 0 corresponde à completa

igualdade e 1 à completa desigualdade. É utilizado em qualquer estatística de distribuição. No

caso da distribuição de renda no Brasil, em 2012 o índice situou-se em 0,507. A figura 1.3

apresenta a evolução:

Figura 1.3 – Índice de Gini na distribuição de renda, de 1995 a 2012.

Fonte: elaboração própria a partir de dados de dados levantados de IBGE (2014).

Tornam-se justificados, pelas figuras 1.2; 1.3; e tabela 1.2, os argumentos de que o nosso país

é caracterizado por assimetrias sociais, que não estão e precisam ser baixadas15 – em busca

de desenvolvimento – e alinhadas ao crescimento econômico do país.

1.5.2. Aspectos Diretamente Envolvidos com a Energia Elétrica

Suprimento de energia elétrica representa agente motriz tanto para crescimento, como para

desenvolvimento. Se favorece um ou outro, depende de como esse agente motriz é utilizado –

ideal, como já visto, é que esteja alinhado para ambos.

15 Não se trata de querer tornar os ricos menos ricos. Trata-se de, conforme explica Veiga (2008), propiciar mais condições aos pobres; do ambiente geral resultante, beneficiam-se todos, tanto os ricos como os pobres.

0,60

0,58

0,56

0,54

0.52

050

0,48

0,46 1995 1996 1997 1998 1999 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012


Esse ideal não é o que ocorre! Há, envolvidas, questões de preços concorrenciais, emissões de

GEEs, queima de combustíveis fósseis, falta de ganhos de eficiência e falta de avanço no uso

de fontes renováveis. São aspectos vistos adiante no estudo.

Cabe a aplicação de políticas públicas para atenuar as externalidades negativas, acentuar a

eficiência na obtenção e no uso da energia elétrica, e acentuar o uso das fontes renováveis de

produção. Um caminho para a busca de desenvolvimento – não só de crescimento – e de

sustentabilidade.

Para o direcionar esse entendimento, a seguir são vistos o estado presente e a projeção futura

do sistema elétrico brasileiro.

Capítulo 2 – Perfil do Sistema Elétrico Brasileiro 43

2. PERFIL DO SISTEMA ELÉTRICO BRASILEIRO

Este capitulo visa reunir o estado presente e sua projeção futura; as principais características;

os mecanismos de gestão e operação; e a atual base de dados – oferta e demanda de energia,

do sistema elétrico brasileiro.

O sistema elétrico brasileiro – SEB é chamado hidrotérmico, em razão da maior parte da energia

ter origem hídrica, complementada por térmica. As fontes hidroelétrica e termonuclear operam

em regime de base, e as fontes termoelétricas (óleo, carvão, gás e biomassa), eólica e solar

operam em complemento. Um mecanismo regulador – sistema de despacho – procura otimizar

a alimentação a um sistema principal de transmissão – o Sistema Interligado Nacional – SIN –

que atravessa a maior parte do país e representa 98,3% da carga de energia transmitida (ONS,

2014). Há também sistemas isolados de produção e transmissão. Os principais aspectos,

números e detalhes são vistos a seguir.

2.1. Marco Atual do Brasil & a Energia Elétrica

2.1.1. Cenário Presente

O Sistema Elétrico Brasileiro – SIN vem sendo, historicamente, objeto de contínua expansão.

Essa expansão é calcada na do PIB, com adição de chamada margem de segurança. Há um

conjunto de principais fatores que, combinados, vêm conduzindo a essa seguida expansão.

São eles (1 a 9):

(1) O modelo econômico do país, caracterizado por crescimento exponencial. A partir da série

histórica do PIB, disponibilizada por IBGE (2013), é possível calcular a evolução verificada no

período de 1948 a 2011, em média anual de 5,1359%.

(2) O aumento populacional;


(3) O aumento da intensidade elétrica na sociedade, verificado principalmente a partir da década

de 19701, decorrente do perfil eletrointensivo do setor industrial de base – extração e

transformação; com soma de outros fatores, tais como, aumento da distribuição de renda, do

poder de consumo2, do uso de eletroeletrônicos; e mais recentemente, da tendência de

eletrificação do transporte – metrô e trólebus; além de prenunciada inserção de veículos

elétricos – VEs pessoais, já em utilização utilitária em ambientes confinados, e nos últimos anos

em processo de partida para as vias públicas;

(4) A complementação da infraestrutura de fornecimento, que ainda não é completa e se

estende3 no presente – Programa Luz para Todos – com obras em andamento;

(5) A falta de eficiência no sistema, com perdas apontadas, em 15,9%, em 2012, pelo Balanço

Energético Nacional – BEN (EPE-BEN, 2013) – muito acima da média mundial;

(6) A falta de políticas públicas, mais eficazes, para maiores ganhos de eficiência nos usos

finais, fator ao qual o BEN sequer se estende;

(7) O jogo de interesses dos grupos econômicos envolvidos no imenso volume de capital – e

fonte de lucro – representado pela atividade, no qual pode-se dizer que o chamado setor elétrico

está transformado em uma indústria e a energia elétrica, em sua mercadoria;

(8) A aplicação de tarifas artificiais, que escondem externalidades arcadas pela sociedade, e que

favorecem o aumento do consumo – a exemplo da Medida Provisória nº 579/2012, que

promoveu foco na redução do valor das tarifas;

(9) O uso da expansão do setor, como retórica de desenvolvimento, pelo palanque político, e

uso pela máquina capitalista envolvida na atividade.

Um resumo da evolução dos indicadores resultantes é apresentado por meio da tabela 2.1:

1 Exceção a esse comportamento, no histórico desde 1970, só ocorreu, segundo Tolmasquim (2005), em 2001, atribuída basicamente ao racionamento de energia elétrica ocorrido nesse ano. 2 Os anos mais recentes têm apresentado queda da elasticidade-renda. Esta significa, no caso do consumo de energia elétrica, a relação matemática entre a variação do consumo e a do PIB. Seria erro a queda ser entendida como diminuição no uso. Mais correto se mostra ser atribuí-la a ganhos de eficiência obtidos nos usos finais. 3 Obras da “fase dois” do Programa de Aceleração do crescimento seguem em andamento. O governo informa que as regiões sul, sudeste, nordeste e centro-oeste, estariam próximas dos 100% de atendimento; e que a região norte estaria atendida em cerca de 97%. Certos ou não esses dados, deve-se entender que esse programa de atendimento significa, em maior parte, infraestrutura de iluminação – luz; não significa necessariamente disponibilização de potência trifásica – força; para o desenvolvimento econômico dessas populações.


Tabela 2.1 – Evolução de indicadores: energia; energia elétrica; população; PIB.

Fonte: EPE-BEN (2013). Notas (1 e 2): 1) Inclui autoprodução; 2) PIB divulgado pelo IBGE convertido para US$

pela taxa média de câmbio de 2012 (Banco Central: US$ 1,00 = R$ 1,9546).

Veem-se alguns principais desalinhamentos específicos, no cenário presente, que são a seguir

contextualizados.

2.1.1.1. Segurança de Fornecimento

Mesmo após a superação da crise que afetou o fornecimento de energia elétrica no Brasil em

2001 e 2002, e da implantação do Novo Modelo para o Setor Elétrico, em 2004, houve

blecautes4 em: janeiro de 2005, setembro de 2007, novembro de 2009, fevereiro de 2011,

setembro de 2012, três em outubro de 2012, dezembro de 2012, agosto de 2013, e dois em

fevereiro de 2014. O governo federal vem reiterando tranquilidade à opinião pública, afirmando

a não existência de falhas estruturais, nem risco de racionamento, ou mesmo, falta de energia

para o crescimento do país.

Blecautes podem ter série de outras causas, além do cruzamento das curvas de oferta e demanda,

indicando desacertos que necessitam ser identificados e eliminados – ou minimizados; trata-se

de diminuir a probabilidade, possibilidade é impossível de extinguir. Falhas frequentes, como

as registradas, se não são estruturais, como defendido pelo governo, então são de planejamento,

gestão, operação ou manutenção. Não se cuida neste estudo de investigar apagões; dada a

exposta frequência, ocupa-se de identificar fatores de risco, ao longo do desenvolvimento,

4 Um total de 181 apagões, se considerados independentemente de área, período ou carga interrompidos, ocorreu entre 01/2011 e 02/2014, segundo levantamento do Centro Brasileiro de Infra Estrutura – CBIE (G1, 2014).


2.1.1.2. Modicidade Tarifária

Atores, envolvidos com a atividade empresarial do país, vêm há tempos pressionando o

governo, com o apoio da imprensa, para a redução das tarifas de energia elétrica, de fato, não

módicas5.

Em 2013 entrou em vigor a Medida Provisória – MP nº 579/2012, com redução do valor das

tarifas, redução de encargos, e prorrogação, por 30 anos, das concessões6 de geração e

distribuição vincendas até 2017. Para alguns uma medida corajosa, capaz de promover melhoria

social e crescimento econômico. Para outros, um desastre gestor, populista, inoportuno e

passível de resultar em efeitos totalmente adversos.

Da polêmica, o que se verifica atualmente é que são sérios os riscos de não renovação dos

contratos, nas bases da MP – as condições foram unilaterais desfavorecendo margem

operacional à atividade. Por outro lado, os efeitos, da redução das tarifas, estão sendo diluídos

por reajustes aplicados por concessionárias. E, em paralelo, o custo de produção está sendo

brutalmente elevado por questões climáticas – falta de chuvas obrigando aumento de

complementação térmica com maior custo de produção que a base hídrica. Do contexto sobram

incertezas futuras, e a acumulação de um déficit cujo montante pode ser avaliado em R$ 17,9

bilhões – agosto de 2014 – por Bermann (2014), amparado por outras fontes. Montante, de

custos, que não será arcado pelo Tesouro Nacional, e por conseguinte terá de ser repassado à

população, a partir de 2015, conforme admite o próprio governo, na forma de novos aumentos

tarifários.

2.1.1.3. Operação de Despacho – Despacho Econômico – DE

A operação do DE é utilizada pelo Operador Nacional do Sistema – ONS, para alimentação do

SIN. O DE atua como o regente das variáveis de entrada no SIN (1 a 4): 1) limitação por

sazonalidade do volume de água disponível de cada Usina Hidroelétrica7 – UHE; 2)

5 Em 2012 o Brasil apresentava a terceira maior tarifa industrial, em relação aos 34 países membros da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico – OCDE (IEA, 2013), economias com as quais o país compete. No valor da tarifa residencial, cerca de 52% eram relativos à energia em si; todo o restante a encargos e tributos. 6 Por força da Constituição, os recursos físicos são bens da União. No passado, os empreendimentos foram outorgados em caráter de concessão. Vencidos os prazos, eles retornam à União. Que, desta forma, os detém sem os custos de investimento realizados. A partir da renovação da concessão, conforme a MP 579, passam a incidir somente custos de produção, resultando no que analistas chamam de “custo da energia velha”. 7 O SEB, chamado hidrotérmico, opera as UHEs e as UTNs em regime de base, e todas as demais fontes em regime de complemento, frente ao atendimento da demanda instantânea do consumo.


intermitência das fontes complementares – eólica, solar e biomassa, pelos respectivos fluxos de

vento, luz e safra; 3) paradas técnicas periódicas, necessárias, de cada Usina Termonuclear –

UTN; e 4) complemento, frente à demanda instantânea, por meio das Usinas Termoelétricas –

UTEs – a óleo, carvão e gás.

O objetivo é o atendimento à demanda do consumo, por mérito de custo e segurança. Entretanto,

o que os dados históricos revelam que nem sempre ocorrer. Operacionalmente, resulta em que

a energia consumida não seja representada pela disponível para produção e sim, a parte

despachada. O despacho ocorre contabilizado em função do custo econômico, representado

monetariamente pelo custo direto de produção – operação, manutenção e combustível – sem

incluir os custos associados existentes, que são as externalidades. A não internalização produz

dados irreais, com implicações que favorecem o mercado livre8 e seus grandes consumidores,

freiam a competitividade das fontes complementares – biomassa, eólica e solar, e prejudicam a

formação e utilização eficazes da matriz.

Torna-se claro, pela exposição efetuada, e esse é entendimento importante para este estudo, que

no cenário atual do chamado setor elétrico há desalinhamento entre crescimento e

desenvolvimento sustentável, com características que vão contra o conjunto de premissas

apresentado no tópico 1 – Desenvolvimento Sustentável, portanto, criando um modelo

insustentável.

2..1.2. Projeção do Cenário Futuro

Os planos9, governamentais, de expansão, têm cenários futuros calcados em projeções do

Produto Interno Bruto – PIB, com adição da chamada margem de segurança, e com desprezo

às expressivas perdas, contabilizadas no Balanço Energético Nacional – BEN, em 15,9%, em

2012 (EPE-BEN, 2013). Isso, além das obtenções passíveis por meio de aumento da eficiência

no consumo, parte à qual o BEN simplesmente não se estende10.

8 Para os consumidores, o atual modelo do setor elétrico opera dois mercados distintos, regidos pela Câmara de Comercialização de Energia Elétrica – CCEE. O primeiro é o mercado cativo – Ambiente de Contratação Regulada – ACR, no qual os consumidores são obrigados a comprar a energia das distribuidoras de suas localidades. O segundo é o mercadolivre – Ambiente de Contratação Livre – ACL, no qual grandes consumidores têm a opção de negociar diretamente com as geradoras. À natureza e à população, sobram os custos das externalidades. 9 A responsabilidade de elaboração é da Empresa de Pesquisa Energética – EPE, e de aprovação e implementação, do Ministério de Minas e Energia – MME. São elaborados em cenário decenal, com atualizações anuais. O mais recente é o Plano Decenal de Energia – PDE – 2022. 10 Deduzível da não aplicação de uma política, consistente, de conservação e uso racional da energia, capaz de propiciar dados oficiais, expressivos, passíveis de contabilização.


Na atualidade – no ano base 2012 – o quociente de aproveitamento, obtido da capacidade

instalada disponível do parque produtor brasileiro, pode ser calculado11 em 47,03%. Veja-se,

abaixo da metade. E em mesma base de tempo, a demanda instantânea pode ter seu pico

calculado12 em 63,04% da capacidade instalada disponível. O recorde mais recente de 71,1%,

ocorreu no dia anterior ao apagão de 04/02/2014.

Esses dados demonstram que na expansão da produção, o país necessita mais de energia que de

potência13. No entanto, o gestor da expansão – Ministério de Minas e Energia – MME, em seu

Plano Decenal de Energia – PDE 2022, tem no escopo, grandes UHEs a fio d’água, que virão

a resultar para o contexto do plano, até o final de 2022 (limite planejado) na elevação de 40%

da capacidade instalada hídrica – potência – acompanhada de 2% da capacidade de

armazenamento – energia (!). Os números são do PDE 2022 (EPE-PDE, 2013: 89).

A diminuição do estoque de regulação do SEB exigirá aumento de complementação térmica,

mais cara, emissora de Gases de Efeito Estufa – GEEs, e com exceção da biomassa,

consumidora de recursos não renováveis.

Tem-se aí, e esse é entendimento importante para o estudo, que o cenário futuro não se alinha

com a busca de desenvolvimento sustentável, cabendo ser reprojetado.

2.2. Características Gerais do Sistema Elétrico Brasileiro

O sistema elétrico brasileiro – SEB apresenta características particulares, que o diferenciam

substancialmente em relação aos demais países. É possível que o país que mais se aproxime

11 A capacidade instalada disponível de produção de energia elétrica do Brasil foi de 120.973 MW em 2012. Frente a um consumo final de 498,4 TWh no mesmo ano (EPE-BEN, 2013), inclusas todas as fontes da matriz, inclusive importação. O valor de 47,03% é o resultado dessa relação. A relação é dinâmica, variando em função do comportamento das curvas de oferta e demanda, e de como a operação de despacho regule as variáveis – diferentes plantas de produção – na alimentação do Sistema Interligado Nacional – SIN. O valor apurado seria ainda menor, se fosse computada a eficiência ocorrida no consumo final da energia elétrica, contabilização já citada como não abordada pelo BEN. E que deveria ser computada 12 76.262 MW foi o pico de demanda em 2012; e 85.959 MW o recorde em 04/02/2014 (ONS, 2014); frente à já citada capacidade de 120.973 MW em 2012. 13 Potência instalada não garante suprimento. Este depende da disponibilidade de energia potencial a ser transformada, e outros fatores. Na fonte hídrica, depende de água passível de armazenamento ou em curso na barragem. Nas fontes complementares – biomassa, eólica e solar, é sujeita à intermitência de ciclos, respectivos, de safra, vento e sol. Na produção térmica, é condicionada às questões de tempo de partida. E na termonuclear, é influenciada pelas necessárias paradas técnicas periódicas.


seja o Canadá, com território cerca de 17 % maior, cerca de 61 % de participação hídrica, e

liderança mundial em transmissão de longa distância.

As principais razões para a particularidade do sistema brasileiro podem ser entendidas como

(análise a partir de ANEEL-ATLAS (2008); Wittmann (2010)):

• Contorno sem planejamento estratégico com o qual o sistema foi desenvolvido ao longo do

tempo.

• Características peculiares das cinco regiões geográficas em que o país se divide (Norte;

Nordeste; Centro-Oeste; Sudeste; Sul), em relação às diferenças de geografia, densidade

populacional, circulação de renda, entre outras.

• Dificuldades econômicas para a expansão da rede elétrica por toda extensão territorial

• Longas distâncias entre os grandes centros de consumo e as maiores usinas de geração.

• Sazonalidade da maior fonte da matriz, o estoque hídrico

O sistema interligado Nacional – SIN abrange a maior parte do território do país, tendo atingido

106.443 km de extensão de linhas em 2012 (ONS, 2014). É constituído por conexões, realizadas

ao longo do tempo, com instalações inicialmente restritas ao atendimento exclusivo das regiões

de origem: Sul; Sudeste; Centro-Oeste; Nordeste; e parte da região Norte (ANEEL-ATLAS,

2008). A figura 2.1 ilustra o SIN e sua conexão com as bacias hidrográficas:


Figura 2.1 – Diagrama Esquemático do Sistema Interligado Nacional – SIN – ano base 2012.

Fonte: ONS (2014). Notas (1 e 2): (1) O esquema resume um total existente de 931 circuítos de transmissão,

agrupados por subsistemas. (2) Os subsistemas e suas participações percentuais de carga: Sudeste e Centro-Oeste

61,4%; Sul 16,6%; Nordeste 14,9%; e Norte 7,1%.

Ao sistema principal, o SIN, há sistemas de menor porte, não conectados. São chamados de

Sistemas Isolados, e se concentram principalmente na região da Amazônia. As principais

dificuldades para a construção e a conexão de linhas de transmissão, a eles são (análise a partir

de ANEEL-ATLAS (2008) e Wittmann, 2010):

• As características geográficas da região, composta por floresta ombrófila densa, e por rios

caudalosos e extensos.

• Características socioambientais, ligadas a aspectos legais da preservação da natureza; e

disputas com grupos de populações indígenas locais.

A seguir as figuras 2.2 e 2.3 apresentam, respectivamente, a localização geográfica das linhas

de gasoduto que alimentam UTEs a gás; e a localização das UTEs a combustível líquido.


Figura 2.2 – Diagrama esquemático das linhas de gasoduto instaladas em 2013 no país.

Fonte: ONS (2014).

Figura 2.3 – Localização, em 2013, das UTEs a combustível líquido no SIN.

Fonte: ONS (2014).


A figura 2.4 apresenta as perturbações – apagões, e o impacto sobre o atendimento às cargas do

SIN, ocorridas de 2008 a 2012:

Figura 2.4 – Perturbações e impacto sobre o atendimento às cargas do SIN, de 2008 a 2012.

Fonte: ONS (2014)

O balanço de energia do SIN, por carga, fonte e subsistema, em GWh, verificado em 2012, é

apresentado por meio da figura 2.5:

Figura 2.5 – Balanço de energia do SIN, em GWh, em 2012.

Fonte: ONS (2014).


A sazonalidade da energia natural afluente no SIN é apresentada na figura 2.6:

Figura 2.6 – SIN: Sazonalidade da energia natural afluente

Fonte: EPE-SIN (2009)

Dados de Wittmann (2010) estimam que a sazonalidade pluviométrica, ilustrada na figura 2.6;

conduz no Brasil, a que o fator de capacidade (FC) das UHEs se situe na ordem de 55 % como

média das UHEs de todo o país e na ordem de 42% como média das UHEs especificamente na

Amazônia.

2.3. Perfil Institucional

Histórico

A concepção do sistema elétrico no Brasil remonta suas origens a 1883, quando foi instalada a

primeira usina de produção de eletricidade (Térmica, em Campos RJ). A primeira usina

hidroelétrica iniciou sua operação em 1886 (Ribeirão do Inferno, Diamantina, MG). Por fim,

em 1889 foi inaugurada a primeira usina hidroelétrica realmente voltada à utilidade pública:

Marmelos, Juiz de Fora, MG (WITTMANN, 2010). A partir dos anos seguintes, iniciou-se a

produção de eletricidade por meio da participação de pequenas empresas privadas e de

empresas de governos municipais. De forma efetiva, os primeiros movimentos de

regulamentação pela União, se deram por meio da Lei 1.145-1903; e do Decreto 5.704-1904,

que regulamentaram, em termos gerais, a concessão dos serviços de eletricidade (id, 2010).


Traçar toda essa evolução, até os dias atuais, não pertence ao foco deste trabalho. Trata-se de

história detalhada em mudanças, disputas, conquistas, altas e baixas. Uma das obras, onde ela

pode ser encontrada, é a de Gastaldo (2009).

Uma sinopse das mudanças, dividindo a evolução institucional em três períodos marcantes,

relativamente aos períodos: anterior a 1995; de 1995 a 2003; e a partir de 2004; é apresenta por

meio da figura 2.7:

Figura 2.7 – Descrição sinótica das diferenciações institucionais do sistema elétrico brasileiro.

Fonte: Gastaldo (2009).

Contemporaneamente, duas grandes mudanças institucionais são relevantes:

• A primeira, em 1996, representou a privatização das companhias operadoras, e determinou

(Lei 9427-1996) que a exploração dos potenciais hidráulicos fosse concedida por meio


concorrência ou leilão, em que o maior valor oferecido pela outorga (uso do bem público)

determinasse o vencedor. É de se entender que representa um modelo neoliberal.

• A segunda ocorreu em 2004, com a introdução do que oficialmente é nominado por Novo

Modelo do Setor Elétrico (ANEEL-ATLAS, 2008). É de se entender que esse modelo

permanece neoliberal.

Uma das principais alterações, advindas do modelo atual, foi a substituição do critério utilizado

para a concessão de novos empreendimentos de produção. Passou a vencer os leilões o

investidor que oferecesse o menor preço para a venda da produção das futuras usinas.

Foram instituídos dois ambientes para celebração de contratos de compra e venda de energia: o

Ambiente de Contratação Regulada – ACR, restrito a geradoras e distribuidoras, e o Ambiente

de Contratação Livre – ACL, do qual participam produtoras, comercializadoras, importadores,

exportadores, e consumidores livres (id, 2008).

Ambiente de Contratação Regulada – ACR

No ACR a expansão do parque produtor ocorre via contratação regulada. É representada por

leilões de novos empreendimentos, os quais contratam a expansão, basicamente com

antecedência de um, três e cinco anos:

• Um ano (A-1): priorização de aumento de capacidade em empreendimentos existentes.

• Três anos (A-3): priorização de usinas termoelétricas ( gás, óleo, carvão e biomassa).

• Cinco anos (A5): priorização de usinas hidroelétricas.

Além desses (A1; A3; A5), há ainda leilões de ajuste e de reserva. Os de ajuste priorizam

corrigir erros das projeções. Os de reserva priorizam corrigir situações de escassez das

hidroelétricas.

O MME determina as datas e as classes dos leilões e fixa o preço máximo para o MWh a ser

ofertado, conforme a fonte, se térmica ou hídrica. A prioridade é dada ao lance com menor

preço.


Ambiente de Contratação Livre – ACL

No ACL, na parte vendedora participam Produtores Independentes de Energia – PIEs; na parte

compradora, consumidores com demanda acima de 0,5 MW, para consumo próprio.

2.3.1. Estrutura da Gestão

Na atualidade, o sistema elétrico brasileiro está atrelado a dois ministérios e compartilhado com

a iniciativa privada. O órgão responsável pela gestão é o MME, e em paralelo há a gestão da

Política Nacional do Meio Ambiente – PNMA, regulamentada socioambientalmente e está

centralizada no Ministério do Meio Ambiente – MMA.

Na sequência, as figuras 2.8 e 2.9 apresentam as respectivas estruturas. Embora a ANEEL e

outras entidades utilizem a nomenclatura de “setor elétrico”; opta-se neste trabalho, por utilizar

“sistema elétrico”.

Figura 2.8 – Diagrama institucional da gestão do sistema elétrico.

Fonte: ANEEL-ATLAS (2008)

No MME, a regulação das ações de geração, transmissão, distribuição e comercialização são

compartilhadas com a iniciativa privada. A Eletrobrás – Centrais Elétricas Brasileiras S. A.,

holding de economia mista com 15 empresas (incluem-se a Eletronorte, a Eletronuclear e 50 %


da Itaipu Binacional), sob controle acionário do governo federal, foi responsável, em 2011, por

36 % da geração total nacional e por 56 % do total de linhas de transmissão (ELETROBRÁS,

2011).

Do MMA, há interferência no tocante ao licenciamento ambiental. Desde a década de 1980 (Lei

6.938 / 1981), as usinas, que até então eram construídas sem avaliação prévia de seus impactos;

passaram a ter de se submeter, para aprovação, a procedimentos de análise de seus efeitos

socioambientais.

Figura 2.9 – Diagrama institucional da gestão da Política Nacional do Meio Ambiente.

Fonte: Elaboração própria a partir de MMA (2009).

Há um aspecto a expor, no tocante ao licenciamento ambiental, que tem sido objeto de críticas.

A estruturação atual permite, à população, poder de veto aos empreendimentos e também

discussão das medidas mitigadoras e compensatórias. Isso é feito em forma de audiência

pública, antes da concessão da Licença Prévia - LP, a primeira das etapas do licenciamento. A

questão decorre da forma como são realizadas as audiências. Rezende (2003) descreve que elas

o fazem de uma forma em que ambas as vontades sejam exercidas em um mesmo momento de

participação. Desta forma, interesses contraditórios têm que ser exercidos simultaneamente, o

que do ponto de vista lógico, é quase impossível, o que faz prevalecer os interesses da parte

Presidência da República

.

Conselho de Governo: SISNAMA

Sistema Nacional do Meio Ambiente

Órgão Central: MMA

Ministério do Meio Ambiente

Órgão Executor: IBAMA

Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e os Recursos Naturais Renováveis

Órgão Consultivo e Deliberativo: CONAMA

Conselho Nacional do Meio Ambiente

Órgãos Seccionais: Entidades Estaduais

Responsáveis

Órgãos Locais: Entidades Municipais

Responsáveis


com maior poder de representatividade. Exemplos não faltam; um notório, de 2014, é o caso da

UHE Belo Monte.

No tocante ao perfil institucional e sua gestão, há inúmeras críticas. Em Sauer et al, (2003) é

apontado que a reforma liberal ocasionou “apagão”, carestia, e retração dos investimentos.

Tem-se no Brasil, de acordo com d’Araujo (2009), tarifas residenciais e industriais maiores que

em muitos países desenvolvidos, mesmo descontados os impostos (115% de aumento nas tarifas

residenciais, de 1990 a 2005, em termos reais com a inflação descontada); perda de otimização

e sobrecarga no sistema, só não ocorrendo problemas de fornecimento porque as chuvas têm

sido favoráveis.

2.4. Cadeia de Fornecimento

A logística da energia elétrica no Brasil é formada por exportações e importações – que resultam

em importações líquidas – integradas aos sistemas de produção, transmissão, distribuição e uso.

Ela pode ser encontrada, dispersa, no Atlas de Energia Elétrica (ANEEL-ATLAS, 2008). Visa-

se aqui formar um raciocínio sistêmico e reunir os dados principais.

A cadeia de fornecimento é geograficamente disforme. Em 2008 a região norte (Amazônia)

representou, em relação ao total, 45 % do território, 3 % da população, 4 % da produção e 3 %

do consumo. Por essa característica logística, somada às dificuldades físicas para construção de

novas linhas, em razão da floresta (ombrófila densa) e das extensas áreas de rios cortando esse

território, a região norte é atendida pelos sistemas isolados. Muitas das localidades são

abastecidas por produções locais, pulverizadas em forma de UTEs (principalmente centrais

geradoras a óleo diesel), pequenas centrais hidroelétricas – PCHs e usinas solares – SOLs.

Trata-se de problema logístico, pois justamente na região amazônica encontra-se metade do

depositário hídrico disponível do país.

2.4.1. Transmissão e Distribuição

A transmissão, no país, é feita em linhas de alta tensão (138 kV, 230 kV, 345 kV, 440 kV, 500

kV, e 750 kV) em corrente alternada – CA, de 60 Hz. Há a linha C de Itaipu (600 kV) em

corrente contínua – CC, retificada a partir de importação do Paraguai que produz na sua parte

da binacional Itaipu em 50 Hz.


A distribuição é feita a partir de estações de transformação, em linhas ou redes, em tensões

chamadas de médias ou secundárias (13,8 kV, 23,1 kV ou 34,5 kV). Por fim, redes e linhas de

alimentação fornecem a energia às unidades consumidoras, em baixas tensões (nominais de 110

V, 220 V, 380 V, 440 V, ou 760 V), ou em médias tensões, e em sistemas monofásicos, bifásicos

ou trifásicos, conforme o disponível ou contratado. Em meio a essa logística, intercorrem

também operações de produção isolada.

Sessenta e quatro concessionárias, por meio de concessões obtidas a partir de leilões públicos

(válidas por 30 anos com direito a prorrogação por igual período), operam a extensão das linhas.

Elas são responsáveis pela implantação e operação da rede que interliga as usinas de produção

com as instalações das companhias distribuidoras localizadas junto aos centros consumidores,

tecnicamente chamados de centros de carga (ANEEL-ATLAS, 2008).

A conexão e o atendimento ao consumidor, independentemente do seu porte, são realizados

pelas distribuidoras de energia elétrica. Duas classes de entidade atuam na distribuição:

• 63 permissionárias, entre estatais e privadas, são responsáveis pelo atendimento de 61,5

milhões de unidades consumidoras do país.

• 53 cooperativas de eletrificação rural, de pequeno porte, transmitem e distribuem energia

elétrica exclusivamente para os seus associados.

A figura 2.10 ilustra a relação entre os agentes e os consumidores:

Figura 2.10 – Relação entre agentes e consumidores.

Fonte: ANEEL-ATLAS (2008). Notas: TUST = Tarifas de Uso do Sistema de Transmissão. TUSD = Tarifas de

Uso do Sistema de Distribuição.


Os direitos e obrigações das companhias que atuam na transmissão e na distribuição são

estabelecidos no contrato de concessão firmado com a União para a exploração do serviço

público em sua área de concessão (território geográfico do qual cada uma detém o monopólio).

2.4.2. Custos da Cadeia nas Tarifas para os Consumidores

Os custos e remunerações da cadeia de fornecimento, que incidem para os consumidores finais,

são compostos de:

• Produção, transmissão, distribuição, encargos, e tributos.

Há incidência de diferentes tarifas em diferentes Estados e regiões – concessionarias – e para

diferentes classes de consumidores – industriais, comerciais e residenciais.

Em média nacional – todos os consumidores do país, uma composição média apurada, após a

aplicação14 da MP 579/2012 e Lei 12.783/2013, indica 37,8% referentes à produção da energia,

3,3% à transmissão, e 29,5% à distribuição, totalizando 70,6% para a cadeia produtiva. Outros

29,4% são relativos a encargos (4,9%) e tributos (24,5%).

Essa relação segue ilustrada na figura 2.11:

14 O conjunto de medidas da MP 579/2012, transformada na Lei 12.783/2013, entrou em vigor em 24.01.2013. Consistiu na redução de valores das concessões de geração e de transmissão a serem renovadas; redução de valores de encargos setoriais; extinção da anterior existente Reserva Global de Reversão – RGR; redução da base de cálculo de tributos; e aporte direto do Tesouro Nacional. Teoricamente teve significado de redução média de 20,2% na tarifa final para os consumidores. Na prática, agiu unilateralmente em relação à renovação de contratos firmados; não analisou o regime desfavorável hidrológico – já então existente – o qual veio a se pronunciar obrigando maior acionamento térmico complementar, com consequente elevação de custos de produção, o que culminou em elevação de tarifas por parte de concessionárias, que diluíram os efeitos da redução teórica, e em prejuízo ao Tesouro Nacional, estimado, em agosto de 2014, na ordem de 17,9 bilhões de reais, segundo convergem estudiosos da área, cite-se Bermann (2014).


Figura 2.11 – Componentes15 da tarifa de energia elétrica.

Fonte: Elaboração própria a partir de levantado de ANEEL (2014); CCDE (2014).

2.4.3. Paradoxo na Eficiência e na Expansão

Quando foram estabelecidas as primeiras análises científicas administrativas, no início do

século XX (em 1903 Frederick Taylor – Teoria da Administração científica; e em1906 Henri

Fayol – Teoria Clássica da Administração), que na atualidade fazem parte da coleção de teorias

que compõem a Teoria Geral da Administração – TGA; ainda que a ênfase de Taylor fosse às

tarefas e a de Fayol fosse aos processos, em ambos, o foco era no lucro. Hoje é no cliente. Em

verdade, o que mudou é que se descobriu, ao longo de um século de desenvolvimento, que para

obter lucro é preciso ter o cliente.

Esse enfoque atual capitalista, de foco no cliente, é a base da gestão da cadeia logística da

energia elétrica no Brasil. Ainda que o fornecimento deva representar infraestrutura, ao invés

de atividade empresarial; o que ele fomenta, na ponta da cadeia, é o capitalismo. Isso ocorre

15 Os encargos e tributos são (1 e 2): (1) Encargos setoriais: Taxa de Fiscalização de Serviços de Energia Elétrica

– TFSEE; Conta de Desenvolvimento Energético – CDE; Encargos de Serviço do Sistema – ESS; Programa de

Incentivo às fontes Alternativas – PROINFA; Pesquisa e Desenvolvimento e Eficiência Energética – P&D;

Operador Nacional do Sistema Elétrico – ONS; Compensação Financeira pelo Uso de Recursos Hídricos –

CFURH; e Royalties de Itaipu. (2) Tributos e impostos: Imposto de Circulação de Mercadorias e Serviços – ICMS;

Programa de Integração Social – PIS; Programa de Formação do Patrimônio do Servidor Público – PASEP;

Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social – COFINS; Contribuição Social – CS; Contribuição para

a Iluminação Pública – CIP; Imposto de Renda – IR.

Encargos

Setoriais 4,9%

Produção da

Energia 37,8%

Cadeia Produtiva Ʃ = 70,6% Encargos e Tributos Ʃ = 29,4%

Distribuição 29,5%

Transmissão 3,3%

Tributos 24,5%


não só aqui; os Estados Unidos, por exemplo, chegam a representar um outlier (ponto afastado

da média – no caso acima) em apurações estatísticas energéticas.

Explica-se. Para balanceamento das curvas de oferta e de demanda, A EPE prospecta cenários

futuros para o consumo, por exemplo EPE-PROJEÇOES (2011), e com base nos valores

obtidos projeta a expansão da capacidade de produção do sistema – exemplo a publicação EPE-

PDE (2011). Os resultados dos estudos passam a balizar o planejamento e as ações do MME,

por meio dos mecanismos institucionais e gestores já expostos.

A ANEEL tem desenvolvido, desde 1998, ações para busca de eficiência energética, de modo

a trabalhar também a demanda máxima e o consumo. O órgão sinaliza obtenção de economias

com redução de 5.597 GWh /ano (dado de 2008) no consumo de energia elétrica (ANEEL,

2008).

Perceba-se, fazendo os cálculos, que essa redução significa 1,2 % do consumo verificado em

2010 (454.100 GWh (EPE-BEN, 2011)). Seria suficiente?

Atente-se ainda, que as perdas no sistema são da ordem de 15 % (15,9% em 2012 segundo EPE-

BEN (2013). Os sistemas dos EUA, com perdas de 9 % e do Japão, com perdas de 8 %, são

referenciais de baixo nível de perdas. O bom resultado advém principalmente do uso de

térmicas próximas dos centros de carga – menores distâncias, menores perdas por efeito-joule.

É de se entender que as medidas de eficiência energética até o presente colocadas em prática

pela ANEEL, sejam insuficientes. Em verdade as perdas não ocorrem apenas por efeito joule.

Há necessidade de mudança na condução da questão das perdas. Que pode ser revertida por

meio da adoção de novos procedimentos. Verificar onde as perdas ocorrem (Na transmissão?

Na distribuição? Na alimentação dos domicílios?), e daí definir metas de redução.

A cadeia logística merece primordial preocupação nas análises do sistema elétrico brasileiro:

• A expansão da produção é calcada basicamente na demanda de produção. Isso diminui a

sustentabilidade da cadeia de fornecimento podendo até levar à explotação dos recursos. A

eficiência energética até agora obtida denota ser insuficiente. Não assume

representatividade frente às projeções de aumento do consumo. O maior estoque hídrico

está longe dos maiores centros de consumo, e não atende sequer a massa consumidora da

sua própria região.


2.4.4. Sistema de Despacho Elétrico Brasileiro - DE

O DE compreende o controle da produção de energia elétrica no país. Determina quais usinas

de cada fonte devem produzir energia e por qual período, por mérito de custo, e segurança –

garantia física de 95% de confiabilidade. O planejamento abrange um largo espectro de

atividades, desde o planejamento plurianual até a programação diária da operação dos

reservatórios. No gerenciamento é utilizada inteligência computacional (DECOMP no curto

prazo, e NEWAVE no médio prazo – até cinco anos), programada com ênfase em minimizar o

custo de produção. O objetivo é o chamado “Despacho econômico”, ou “Despacho ótimo”, que

não compreende a internalização (SEMINÁRIO..., 2010):

• UTEs operam em regime de complementação às UHEs e com retardo no acionamento.

• De forma básica, a prioridade de despacho contabiliza o menor Custo Variável Unitário –

CVU (de dada usina), frente ao Custo Marginal de Operação – CMO (do sistema).

• Visa-se capacidade de suprimento de toda a demanda do país pelo menor custo, atendendo

o nível meta de estoque hídrico.

Por menor custo, entenda-se que o atual método de cálculo de custo em utilização é o econômico

(critério do menor custo operacional de produção acrescido do custo de déficit). Não engloba,

portanto, os custos das externalidades socioambientais incidentes.

O Custo Variável Unitário – CVU é basicamente composto pelo custo variável de

combustíveis das UTEs somados a uma função atribuída às penalizações por déficits no

fornecimento de energia (ANEEL, 2014).

CVU = Ccomb + CO&M (5.1)

Onde: CVU = Custo Variável Unitário em R$/MWh; Ccomb é a parcela vinculada ao custo do

combustível destinada à geração de energia flexível em R$/MWh, e CO&M é a parcela do CVU

vinculada aos demais custos variáveis – operação e manutenção; informadas mensalmente pelo

agente produtor à EPE, em R$/MWh.

O Custo Marginal de Operação – CMO é obtido pelo Operador Nacional do Sistema elétrico

– ONS com base nas condições hidrológicas, na demanda de energia, nos preços de

combustível, no custo de déficit, na entrada de novos projetos e na disponibilidade de

equipamentos de produção e transmissão. O modelo de precificação obtém o despacho ótimo


para o período em estudo, definindo a geração hidráulica e a geração térmica para cada período

estudado, patamar de carga e submercado (ONS, 2014).

Por nível meta, entenda-se o resguardo do suficiente nível mínimo de água em cada

reservatório, durante o período de estiagem, que permita sua plena recomposição no próximo

período de chuva (Caminada, 2010).

O órgão responsável pelo gerenciamento do DE é o ONS. Conforme o exposto, ele gere o SIN

com a decisão do despacho priorizando o menor custo de produção combinado ao resguardo

dos níveis meta, o que resulta em as UHEs operarem em regime de base e as UTEs em regime

de complementação, e todas sem inclusão de externalidades existentes.

O resultado, na prática, é insatisfatório. Tem promovido redução do armazenamento hídrico e

até não atendimento dos níveis meta (ver figura 2.12). Trata-se de ponto crítico que tem sido

objeto de debates entre os atores envolvidos e de reavaliações pela EPE.

Por outro lado, a decisão de despacho nem sempre é de mérito econômico. Existiram no passado

recente, diversas situações nas quais, por necessidade imposta pelas térmicas a gás da Petrobrás,

verteu-se água nos reservatórios.

Figura 2.12 – Nível Meta 2010.

Fonte: Caminada (2010). Notas (1 e 2): (1) Região Sudeste: 39% = Atendido. Região Nordeste: 45% = Não

atendido. (2) Apesar de ser o órgão gestor, o ONS recebe interferência de instância superior, o Comitê de

Monitoramento do Setor Elétrico – CMSE. Em 2010 o Nível Meta da região nordeste não foi atendido por decisão

do CMSE.


É de se entender, pelo levantado, que o mais exequível, na alimentação do SIN, seria equalizar

dois conjuntos de variáveis:

• Equilibrar a matriz de produção com maior participação de diferentes fontes, com vistas a

diminuir a variação sazonal final da produção.

• Alterar a métrica de apuração dos custos, com vistas a viabilizar as alternativas.

A alteração da métrica implicaria em considerar custos ambientais associados. Cabe salientar

que o meio ambiente é único. Se os custos associados não são agregados ao sistema que os

produz (situação atual), eles são suportados por toda sociedade. Os lucros, entretanto, ficam

restritos aos envolvidos economicamente com o sistema. Grandes participações são de grupos

internacionais, e parcela significativa deixa o país via exportações com baixo valor agregado,

embutida em forma de commodities.

Entende-se que a não internalização representa deficiência que resulta em consequências:

• Favorecimento aos setores eletro intensivos

• Freio ao desenvolvimento das fontes complementares

• Não alinhamento com a busca de desenvolvimento sustentável para o país.

UHEs não são similares em termos de suas: eficiências, relações de consumo de recursos

renováveis e não renováveis, e emissões de GEEs. UHEs podem se apresentar piores que os de

UTEs, em termos de eficiência energética, e emissão de GEEs, por unidade de energia elétrica

produzida (kWh). Externalidades podem ser quantificadas, deveriam ser levantadas

individualmente; e terem seus valores aplicados na montagem do custo de produção utilizado

pelo ONS na operação de DE (Wittmann, 2014).

A razão da não internalização parece ser os órgãos gestores não terem definida metodologia

aplicável. Duas principais internalizações cabíveis se apresentam no uso da água e nas emissões

de GEEs (id, 2014).

Dada a relevância apresentada, a questão da internalização é estudada em tópico específico à

frente.


2.5. Dados Consolidados de Oferta e Demanda

Os dados referentes à oferta e à demanda de energia elétrica, no país, são contabilizados pela

EPE, a partir de bases de dados de outras instituições, e de complementação por pesquisa

própria. São publicados, em ciclos anuais, agregados no Balanço Energético Nacional – BEN.

O BEN não tem em seu escopo a eficiência nos usos finais. Os principais dados relacionados

ao presente estudo são sumarizados a seguir.

2.5.1. Oferta, Demanda, Perdas Técnicas e Intensidade

Em 2013, a produção de energia elétrica foi de 570 TWh, com oferta interna - OIEE de 609,9

TWh (39,9 TWh importados do Paraguai – Itaipu) e consumo de 516,3 TWh. A diferença

verificada entre oferta e demanda significou perdas técnicas e comerciais de 15,3%. A OIEE,

per capita, representou 3.021 kWh / habitante; e 272 kWh / 103 US$ em relação ao PIB

(EPE-BEN, 2014).

A evolução desses dados, e outros relacionados, de 1970 a 2013, é apresentada a seguir por

meio da tabela 2.2 e da figura 2.13:

Tabela 2.2 – Evolução de parâmetros e indicadores de energia, de 1970 a 2013

Fonte: EPE-BEN (2014). Notas (1 e 2): (1) inclui importação e autoprodução. (2) PIB divulgado pelo IBGE

convertido para US$ pela taxa média do Banco Central (US$ 1 = R$ 2,1576) em 2013.


Figura 2.13 – ´Gráfico da acentuação da OIEE de 1970 a 2013

Fonte: EPE-BEN (2014).

2.5.2. Fontes de Produção e Participação na Matriz Elétrica

As fontes de produção, respectivas participações na matriz de produção elétrica, e capacidade

instalada são apresentados a seguir por meio da tabela 2.3 e da figura 2.14:

Tabela 2.3 – Produção de energia elétrica (GWh).

Fonte: EPE-BEN (2014). Notas (1 a 3): (1) Inclui lenha, bagaço de cana e lixívia. (2) Inclui óleo diesel e óleo

combustível. (3) Inclui outras recuperações, gás de coqueria e outras secundárias.


Figura 2.14 – Matriz elétrica brasileira ano base 2013.

Fonte: EPE-BEN (2014). Notas 1; 2; 3: 1 - Inclui gás de coqueria; 2 - Inclui importação; 3 – Inclui lenha, bagaço

de cana, lixívia e outras recuperações.

2.5.3. Capacidade Instalada

A tabela 2.4, a seguir, apresenta a capacidade instalada de produção, em 2013:

Tabela 2.4 – Capacidade instalada (MW).

Fonte: EPE-BEN (2014). Notas (1 e 2): (1) Inclui biomassa, gás, petróleo e carvão mineral. (2) Inclui solar.


Em agosto de 2014, a capacidade instalada atingiu 130.869.871 kW de potência. Representada

por um total de 3.348 empreendimentos16 em operação. Esses dados não incluem outros

178 empreendimentos atualmente em construção e mais 584 outorgadas (ANEEL-BIG, 2014).

Participação de Fontes Renováveis

A seguir a figura 2.15 apresenta a participação das fontes renováveis na matriz elétrica

Figura 2.15 – Participação das fontes renováveis na matriz elétrica em 2013


Não Linearidade de Perdas por Efeito Joule

Nos últimos dois anos (2013 e 2012) houve decréscimo da oferta de energia hidráulica em

relação aos anos anteriores.

Devido às condições hidrológicas desfavoráveis no período. Analisando o triênio (2013; 2012;

e 2011), a tabela 2.5, a seguir, apresenta a relação com as perdas totais ocorridas no sistema

elétrico.

16 A relação completa e individualizada dos empreendimentos; listando classificação, potência outorgada (MW),

garantia física (MW médio), destino da energia, proprietário e município; compõe 14 páginas. Ela existe disponível

para acesso público no Banco de Dados da ANEEL: < www.aneel.gov.br/area.cfm?idArea=15 >.


Tabela 2.5 – Percentuais de variação da participação hídrica e das perdas ocorridas no SEB.

Anos base Variação da oferta hídrica Variação das perdas totais no SEB

2013 em relação a 2012 Decréscimo de 5,4% Decréscimo de 0,6%

2012 em relação a 2011 Decréscimo de 1,9% Acréscimo de 0,5%

Fonte: EPE-BEN (2012; 2013; 2014). Nota: As perdas foram: 15,3% em 2013; 15,9% em 2012; e 15,4% em 2011.

Observa-se, na tabela 2.5, que não houve linearidade – teoricamente esperada em função das

perdas por efeito joule representado pelas longas extensões de transmissão da energia das UHE.

O que significa que outros fatores interagem com maior representatividade nas perdas.

Pode-se entender que estes outros fatores sejam advindos de deficiências de manutenção, a

exemplo de fugas em isoladores. Cabe, como já citado, identificar a origem das perdas e

estabelecer um plano de reversão com metas de redução.

2.5.4. Emissões de GEEs

As emissões de GEEs do SEB são apontadas pelo EPE-BEN (2014) em apenas 115 kg de CO2

para produzir cada 1 MWh, índice apontado como favorável ao se estabelecer comparações

internacionais, a exemplo dos setores elétricos dos EUA e da China, respectivamente, 9 e 14

vezes mais.

Contudo, há de se atentar que a EPE não apura as emissões. Ela utiliza a base de dados da

International Energy Agency – IEA. E até onde se pesquisou, a IEA não contabiliza as emissões

de carbono equivalente – CE, produzidas por alagamentos de UHEs. Assim, é de se entender

que se as emissões das UHEs estivessem contabilizadas, os valores resultantes no SEB seriam

expressivamente maiores.

2.5.5. Fluxos de Oferta e Demanda

Os fluxos logísticos, da cadeia de fornecimento de energia elétrica, ocorridos em 2013, são

representados, a seguir, por meio da figura 2.16. Acima da reta horizontal visualiza-se a oferta,

por fontes, e abaixo a demanda, por setores:


Hidráulica, Inclusa Importação 430,9 (70,6%)

Gás Natural 69,0 (11,3%)

Biomassa, Incluso Bagaço de Cana 46,4 (7,6%)

Petróleo e Derivados 26,6 (4,4%)

Carvão Mineral e Derivados 15,8 (2,6%)

Nuclear 14,6 (2,4%)

Eólica 6,6 (1,1%)

Perdas 93,6 (15,3%)

Setor Comercial 84,4 (13,8%)

Setor Público 41,3 (6,8%)

Setor Energético 29,7 (4,9%)

Setor Agropecuário 24,1 (4,0%)

Setor de Transportes 1,9 (1,3%)

Setor Residencial 124,9 (20,5%)

Setor Industrial 210,1 (34,4%)

Figura 2.16 – Fluxos da cadeia de fornecimento de energia elétrica em 2013.

Fonte: Elaboração própria a partir de EPE-BEN (2014). Nota: Valores em TWh.

2.5.5.1. Setor Industrial

A relação de uso, entre energia elétrica, e outras fontes de energia, pelo setor industrial – o de

maior participação de consumo na cadeia, é apresentada, a seguir, por meio da figura 2.17:

Cadeia de Fornecimento 609 TWh (100 %)


Figura 2.17 – Relação de uso, entre energia elétrica, e outras fontes, no setor industrial


No ano 2000, a exportação da indústria de base – extração e transformação inclusa

agropecuária, somou 41%, contra 59% de produtos manufaturados. A participação dos

manufaturados decaiu ao longo do tempo. Em 2012, os manufaturados representaram apenas

37,4% (FUNCEX, 2014). Exportar commodities não é necessariamente ruim; mas depender,

cada vez mais de commodities, apresenta impactos negativos:

• Em termos de economia, significa menor valor agregado, o que representa menos empregos,

menos arrecadação para o Tesouro – impostos, e menos benefício para a cadeia produtiva.

• Em termos de energia, significa exportar, embutidos, os recursos naturais do país, que foram

consumidos principalmente durante os processos industriais de eletrotermia, representando

perdas ao meio ambiente associadas e as econômicas elencadas acima.

• Tanto em termos de economia como de energia, beneficiam-se mais as sociedades

estrangeiras, do que a brasileira, o que a nós significa perda social.

Dessa exposição, é de se extrair, portanto, que a indústria eletro intensiva, de extração e

transformação, não implica, necessariamente, em aspecto positivo para a busca de

sustentabilidade da sociedade brasileira, quer do prisma econômico, como social e ambiental.

Passa-se, a seguir, aos planos governamentais de expansão do sistema.

2013

Capítulo 3 – Os Planos Governamentais de Expansão da Geração 73

3. OS PLANOS GOVERNAMENTAIS DE EXPANSÃO DA GERAÇÃO

Este capítulo visa analisar os planos, estudos e perspectivas governamentais, de expansão da

produção de energia elétrica no país. É feita uma síntese analítica dividida em quatro cenários

de tempo (1 a 4): 1) a expansão presente; e as projeções: 2) até 2022; 3) até 2030; e 4) até

2050.

3.1. Visão Geral da Expansão Presente

A capacidade de produção de energia elétrica no Brasil se apresenta em contínua elevação, em

tese, voltada ao equilíbrio entre as projeções de crescimento econômico do país e a necessária

expansão da oferta. Conforme já exposto, a expansão é calcada em leilões de fornecimento,

realizados pelo MME, com prazos de construção de empreendimentos de um a cinco anos,

respectivamente: A-1 priorizando aumento de capacidade em empreendimentos existentes; A-

3 priorizando UTEs; e A-5 priorizando UHEs. Há ainda leilões de ajuste e de reserva.

Além dos 3.348 empreendimentos em operação, que totalizam 130.869.871 kW de potência

instalada (em agosto de 2014), o país tem prevista, para os próximos anos, adição

de 36.400.141 kW de potência, proveniente de 178 empreendimentos atualmente em construção

e mais 584 outorgadas (ANEEL-BIG, 2014). Esses dados, de expansão do parque produtor,

representam o que já foi firmado por meio dos leilões já ocorridos. Significa o que está

destinado a acontecer nos próximos anos – até 2015 a expansão está praticamente definida pelos

leilões já efetuados, e até 2018 está parcialmente definida.

Existem ainda planos e estudos de expansão, para horizonte mais longo, em patamares até 2050.

A EPE é o órgão responsável pelos estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento

energético do MME. O planejamento segue normas do Conselho Nacional de Política

Energética – CNPE. Desde 2006 a EPE elabora Planos Decenais de Expansão de Energia –

PDEs. A té a conclusão desta tese, o mais recente era o de 2022. Há estudos até 2030 (Plano

Nacional de Energia – PNE – 2030), e conjecturas até por volta de 2050 (Plano Nacional de

Energia – PNE – 2050).


Até 2015. Em razão da desestruturação do sistema elétrico – em termos de garantia física por

falta de chuvas e de investimentos, ocorrida em 2001, e que representou a crise de fornecimento

verificada em 2001 e 2002, além de sucessivos atrasos subsequentes de investimentos até por

volta de 2005, a EPE utilizou a estratégia de, a partir de então, inicialmente ampliar a

participação da potência térmica, com isso buscando estruturação de garantia física. Assim, até

2015, a participação térmica na matriz elétrica foi planejada com aumento de 21% (em 2005)

para 26% (em 2015), via leilões firmados entre 2005 a 2013 (EPE-PDE, 2013). Analistas

convergem em que se essa estruturação de garantia física não tivesse sido buscada, o regime

hídrico desfavorável, novamente ocorrido, entre 2012 e 2014, teria implicado em racionamento.

Contudo, para equilibrar os níveis meta nestes anos recentes, os custos de produção, calcados

no aumento da produção térmica – mais cara – produziu impactos nos custos da cadeia

produtiva, culminando nos já citados, aumentos de tarifas por concessionárias, e prejuízos ao

Tesouro. Estes fatos significam que (1 e 2): 1) na expansão hídrica, o país necessita de

incremento de potência disponível (MW médio) mais que de potência instalada (MW); e 2)

diferentes combinações deveriam ser buscadas na expansão das demais fontes.

3.2. Expansão Planejada no Horizonte até 2022

Incremento de carga. O PDE 2022 tem em seu escopo incremento médio da carga de energia

elétrica no SIN (já incorporados os ganhos de eficiência energética e desconsiderando-se a

parcela da autoprodução) em valor de 3.060 MW médios a.a., no período 2013-2022, o que

significa uma taxa média e expansão de 4,2% a.a. no período.

Custos. Os parâmetros de custo determinados pelo CNPE são representados por custo marginal

de expansão – CME igual ao custo marginal de operação – CMO, fixado como referência para

o PDE 2022 em R$ 108,00 / MWh; com risco máximo de déficit de 5% (em cada subsistema

do SIN) com custo fixado em R$ 3.100,00 MWh; e taxa de desconto de 8% a.a. O montante de

investimentos previstos no PDE 22 é da ordem R$ 200 bilhões, dos quais R$ 122 bilhões

referentes, em 2013, a empreendimentos ainda não contratados ou autorizados, sendo 61% em

UHEs; 38% no conjunto de outras fontes renováveis (PCH + biomassa + eólica) e 1% em UHEs.


Cenário econômico de referência. A EPE projeta para a economia mundial, no cenário de

2013 a 2022, perspectiva de retomada de crescimento. Onde os países emergentes seriam os

mais impactantes. E onde o Brasil estaria crescendo a uma taxa média entre 4,5% a.a. e 5%

a.a., enquanto o mundo cresceria por volta de 4% a.a.

Intensidade de energia elétrica. A relação considerada pela EPE para 2022 é de consumo de

785,1 TWh; e PIB de R$ 6.314 bilhões [de 2010], o que representa 0,124 kWh / R$ [2010].

Fontes de produção. Para o atendimento das variáveis acima expostas, o PDE 2022 tem

planejada a expansão da produção que é apresentada por meio da tabela 3.1 a seguir:

Tabela 3.1 – Evolução da capacidade instalada, por fonte de produção, de 2012 a 2022.

Fonte: EPE-PDE-2022 (2013).

Da tabela 3.1 podem-se extrair os percentuais de expansão da capacidade instalada por fonte,

que são, por ordem de crescimento: 1) eólica = 867,5%; 2) outras renováveis = 148,9%; 3)

biomassa = 59,8%; 4) PCHs = 40,95%; UHEs = 40,29%; e UTEs (inclusas UTNs) = 33,66%.


Evolução do consumo por classe. De 2013 a 2022, a taxa média projetada de crescimento do

consumo na rede é de 4,1% a.a., atingindo 672 TWh em 2022. A projeção de consumo de

energia elétrica na rede (excluindo autoprodução), por classe de consumo, é apresentada a

seguir por meio da tabela 3.2:

Tabela 3.2 – Consumo na rede, por classe, de 2013 a 2022.


Observa-se na tabela 3.2, que a classe comercial apresenta maior expansão, seguida pela classe

residencial. A indústria reduz a sua participação, com taxa de crescimento inferior à média

Auto produção. A principal razão pela projeção de menor participação do segmento industrial

é estimada pela EPE por atendimento da expansão, do setor, por crescimento da autoprodução.

Esse aumento da autoprodução é estimado pela EPE em 8,8% ao ano, atingindo 113 TWh em

2022.

Ganhos de eficiência. A parcela de conservação de energia, projetada no PDE 2022, inclui a

autoprodução, e apresenta somente percentuais finais, sem discriminar a forma como eles são

obtidos. Esses percentuais são projetados partindo de 0,6% em 2013, e atingindo 5,8% em 2022.

Evolução do consumo por subsistema. A projeção do consumo, por subsistema, é apresentada

a seguir por meio da tabela 3.3:


Tabela 3.3 – Projeção de consumo no SIN, por subsistema, de 2013 a 2022.


Observa-se na tabela 3.3 que o maior crescimento é projetado para o subsistema norte; e o

menor, no sub sistema sudeste e centro-oeste.

3.3. Expansão em Estudo até 2030

Os estudos referentes ao horizonte de 2030 foram efetuados em 2006 e 2007, tendo como base

o histórico até o ano de 2005, e publicados pela EPE, em 2007, reunidos no relatório Plano

Nacional de Energia – PNE – 2030 (EPE-PNE, 2007).

Crescimento populacional. Foi projetado em média de 1,1% a.a. para o período de 2010 a

2020; e de 0,8% a.a. no período de 2020 a 2030; vindo a representar contingente de 239 milhões

de habitantes em 2030.

PIB e renda per capita. PIB estimado em atingir, em 2030, US$ 2.133,2 [2005]. Renda per

capita estimada em atingir, em 2030, US$ 8925 [2005] / habitante.

Consumo. Estimado em situar-se, em 2030, entre 950 e 1.250 TWh / ano; o valor mais provável

é considerado 1.139 TWh / ano. O PNE 2030 estima que 9,4% dessa demanda serão atendidos

por conservação de energia – ganhos de eficiência de 107 TWh e outros 8,6% por autoprodução.

De 98 TWh. Restando demanda, na rede, de 934 TWh para o ano base 2030.


Capacidade Instalada. O PNE 2030 prevê atingir, em 2030, a capacidade instalada de 216.519

MW, acrescida da importação de 8.400 MW, totalizando 224.919 MW, contra o total de 97.456

MW existentes em 2005, registrando um crescimento de 130,79% no período. Esses dados são

apresentados na tabela 3.4, com distinção de fontes e percentuais de crescimento:

Tabela 3.4 – Capacidade instalada de produção de energia elétrica em 2030.

Fonte R / N Capacidade Instalada em 2005

(MW)

Capacidade Instalada em 2030

(MW)

Acréscimo de 2005 a 2030 (%)

UHEs R 68.600 156.300 127,8

UTEs (gás, carvão e óleo) N 17.600 32.550 84,9

PCHs R 769 7.769 910,3

UTNs N 2002 7.347 267

Biomassa da cana R 56 6.571 11.644

EOLs R 29 4.682 16.045

Resíduos urbanos R 0 1.300 Total

Sub total - 89.056 216.519 -

Importação R 8.400 8.400 0

Total - 97.456 224.919 130,8

Fonte: Elaboração a partir de EPE-PNE (2007). Nota: R = renovável; N = Não renovável.

Consumo por classe e subsistema. As tabelas 3.5 e 3.6, a seguir, apresentam respectivamente

as projeções de consumo por classe de consumidor, e por subsistema de transmissão:


Tabela 3.5 – Projeção de consumo de energia elétrica, por classe, em 2030 (TWh).

Fonte: EPE-PNE (2007).

Observa-se na tabela 3.5 que no período até 2030, é projetado crescimento da classes residencial

e comercial, acima da média; e da classe industrial, abaixo da média, tendência esta também

presente no PDE 2022.

Tabela 3.6 – Projeção de consumo de energia elétrica no SIN em 2030 (TWh).

Fonte: EPE-PNE (2007).

Observa-se na tabela 3.6 que no período até 2030 ocorre a mesma tendência presente no PDE

2022, de maior crescimento de carga no subsistema norte, e de menor no subsistema sudeste e

centro-oeste.

Investimentos. Os investimentos previstos para a expansão até 2030 foram estimados pelo PNE

2030 na ordem de US$ 286 bilhões [2005]. Esta soma é percentualmente representada por: 59%

para a produção da energia elétrica; 24% para a transmissão; e 17% para a distribuição. Com

relação às diferentes fontes, os custos referenciais dos empreendimentos, adotados pelo PNE

2030, são apresentados por meio da tabela 3.7 a seguir:


Tabela 3.7 – Custos, de investimento, referenciais na implantação, até 2030.

Fonte: EPE-PDE (2007). Nota: US$ [2005].

Observa-se, na tabela 3.7, que as projeções dos custos de implantação, por kW, de UHEs

aumentam em função do aumento de suas potências, chegando a ultrapassar, em mesmo critério,

o custo das UTNs.

3.4. Expectativas de Expansão até 2050

Desde 2010, a EPE vem estudando a montagem de um planejamento energético integrado para

o país, de mais longo prazo, com horizonte até 2050. O Plano Nacional de Energia – PNE –

2050. Até agosto de 2014, quando da edição deste presente estudo, houve a publicação de duas

Notas Técnicas: Cenário Econômico (EPE-CE, 2014), e da Demanda de Energia (EPE-DE,

2014); dois primeiros documentos, do conjunto de cinco, que irão compor o PNE 2050 em

definitivo.

Demanda de energia. O EPE-DE (2014) projeta até 2050, que a demanda total por energia, no

país, irá dobrar, passando dos 267 milhões de toneladas equivalentes de petróleo – TEPs, em

2013, para 605 milhões de TEPs, em 2050. No caso da energia elétrica, é projetado que a

demanda irá triplicar, atingindo 1.624 TWh em 2050.


Petróleo. O preço do petróleo tipo Brent1 é projetado em reta de estabilidade, estimado em

situar-se em US$ 97.30 [2013] / barril, em 2050 (EPE-CE, 2014).

População e PIB. No EPE-CE (2014) são utilizados, como crescimento do PIB, índices da

IEA, nos quais, até 2035, o Brasil estaria crescendo 3,6% a.a., e o mundo 3,5% a.a. A população

brasileira estaria crescendo até por volta de 2040, quando atingiria então, cerca de 230 milhões

de habitantes, passando a partir daí, a uma curva ligeiramente decrescente. É esperado que a

concentração habitacional prossiga na região sudeste. No EPE-DE (2014 é projetado que o

padrão de consumo de energia elétrica, per capita, se elevará a valor próximo ao da União

Europeia, atualmente em torno de 7 MWh / habitante / ano. A projeção é de que o crescimento

da demanda por energia ocorrerá em progressão inferior ao crescimento do PIB, por meio de

esperado aumento de eficiência no uso da energia. A tabela 3.8 apresenta as relações de

intensidade e elasticidade resultantes:

Tabela 3.8 – Elasticidade-renda e intensidade do consumo de energia elétrica até 2050.

Fonte: EPE-DE (2014).

Consumo por classes. É projetado como resultante em 2050 em: Industrial 37,5% (decai dos

46% em 2013); Comercial 26,6% (a classe que mais ganha participação); Residencial 21,4%

(decai dos 24% em 2013); e Outros 14,6%.

Autoprodução. É projetada com crescimento a uma taxa média de 2,6% a.a., no período 2013-

2050, enquanto o consumo na rede – demanda, atendida pelo SIN projeta crescimento de 3,2%

a.a. A relação é ilustrada por meio da figura 3.1 a seguir:

1 Brent refere-se a uma classificação de petróleo cru que serve de referência para a comercialização de petróleo em todo o mundo.


Figura 3.1 – Autoprodução e consumo na rede até 2050.

Fonte: EPE-DE (2014). Nota: O valor apontado de autoprodução, em 2050 (1.624 – 1.495 = 129 TWh), representa

cerca de 8% da carga total estimada para o SIN (1.624 TWh) nesse mesmo ano. Enquanto a autoprodução é

projetada com crescimento médio, já citado, de 2,8% a.a., no período; o crescimento do consumo de energia

elétrica dos setores eletro intensivos projeta, no mesmo período, crescimento de 1,9% a.a. O montante de

autoprodução em 2050, caso esse consumo fosse atendido pelo SIN, equivaleria a uma carga da ordem de 17 GW

médio, o que representa quase o dobro da garantia física da usina hidroelétrica de Itaipu.

Ganhos de eficiência. A relação entre eficiência elétrica e consumo de energia elétrica, é

projetada em 18,3% em 2050. Essa relação é apresentada a seguir por meio da tabela 3.9:

Tabela 3.9 – Consumo de energia elétrica e eficiência elétrica até 2050.

Fonte: EPE-DE (2014). Notas (1 e 2): (1) Setor industrial inclui setor energético. (2) Iniciativas citadas para os

ganhos projetados: Programa Brasileiro de Etiquetagem – PBE; Programa Nacional de Conservação de Energia

Elétrica – PROCEL; Programa Nacional de Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e do Gás Natural –

CONPET; Programa de apoio a Projetos de Eficiência Energética – PROESCO; Lei nº 10.295/2001 e Decreto n°

4.059/2001 (que determinam a instituição de níveis máximos de consumo específico de energia, ou mínimos de

eficiência energética, de máquinas e aparelhos consumidores de energia fabricados e comercializados no país);

Portaria Interministerial MME/MCTI e MDIC, nº 1.007/2010 (política de banimento gradativo das lâmpadas

incandescentes por faixa de potência). Outros programas locais e iniciativas voluntárias.


Comparação do, em estudo para o PNE 2050, com o PNE 2030. Comparadas ambas

projeções, em cenário de 2020, a projeção de consumo de energia elétrica do PNE 2050 resulta

menor em 37 TWh (redução de cerca de 5%). Em cenário de 2030, o PNE 2050 resulta menor

em 121 TWh (redução de cerca de 11%). A figura 3.2 ilustra a comparação.

Figura 3.2 – Comparativo de dados de consumo entre o PNE 2050 e o PNE 2030.


3.5. A Discutível Metodologia dos Planos Governamentais

Entende-se que o PNE 2030, e o PNE 2050 atualmente em fase de elaboração, constituam

instrumentos fundamentais para o planejamento de longo prazo do setor energético do país,

pois apresentam tendências e balizam as alternativas de expansão, que são anualmente

atualizadas e detalhadas por meio dos PDEs.

Todavia, a abordagem adotada pela EPE e pelo MME na elaboração dos PNEs e dos PDEs, é

centrada em expandir a oferta para garantir atendimento ao crescimento da demanda futura,

minimizando os custos econômicos desta expansão. No que tange à energia elétrica, permanece

desprezada a necessidade do uso eficiente e racional dos recursos. Permanece também

desprezada a necessidade de preparar-se para um futuro onde serão substancialmente maiores

as incertezas referentes à disponibilidade dos recursos fósseis e às consequências de suas

combustões. A internalização dos efeitos negativos ambientais e sociais sequer é considerada

nos estudos. Uma vez fixadas nos planos, estas tendências e balizamentos retroalimentam o

que segue sendo consumado nas ações do dia a dia, mecanismo vicioso que cabe ser eliminado.


Identifica-se como ponto central desse procedimento, o método top-down (de cima para baixo)

com que os planos são elaborados. A expansão é direcionada pelas metas de crescimento da

economia, não pelo planejamento integrado dos recursos, que deveria ser considerado. E como

já citado, o método retroalimenta as escolhas da expansão, não promovendo estímulo de

aceleração às fontes de produção elétrica que, em valor presente, tenham seus custos de

produção concorrencialmente desfavorecidos, caso das fontes biomassa e solar, renováveis,

com menores pressões sócio ambientais, e com imenso potencial natural disponível. Em termos

de custos, em valor futuro perde-se a economia de escala advinda da taxa de progresso passível

de ser obtida da curva de aprendizado dessas fontes. Por outro lado, a expansão preconizada

pelos planos governamentais aumenta a incerteza com relação aos custos futuros esperados para

as fontes fósseis. E para as UHEs, promove custos futuros cada vez maiores, considerando a

distância crescente dos centros de carga, conforme os dados do EPE-PDE (2013).

Considerar que é um sucesso ter-se obtido uma matriz de produção elétrica, com 79,3% de

participação de renováveis (vide figuras 2.14 e 2.16 no capítulo 2) em 2013, representa um

grave equívoco. Porque 70,6% da participação total é formada por fonte hídrica, cujas pressões

sócio ambientais e limitações de disponibilidade serão maiores do tempo presente para o tempo

futuro, e cujas energias afluentes são incertas no tempo presente.

As tendências devem ser reavaliadas. Com planejamento de ações efetivas para promover

eficiência na obtenção e no uso da energia elétrica, e maior utilização de fontes renováveis não

tradicionais. O planejamento integrado dos recursos disponíveis deve ser utilizado de forma

botton-up (de baixo para cima), na elaboração dos planos de expansão. Método oposto ao

atualmente utilizado. Entende-se que daí estar-se-iam sendo obtidos melhores resultados

futuros, em termos de qualidade de vida para a sociedade, e em termos de busca de

sustentabilidade para o país.

A seguir passa-se à prospecção de um futuro mais sustentável, elegendo-se o cenário de 2050.

Capítulo 4 – Construção de um Cenário mais Sustentável para 2050 85

4. CONSTRUÇÃO DE UM CENÁRIO MAIS SUSTENTÁVEL PARA 2050

Este capítulo visa prospectar, para o cenário futuro, uma matriz elétrica mais sustentável,

baseada na expansão das fontes renováveis de transformação de energia.

De encontro à visão cosmológica de não equilíbrio estacionário da biosfera – a qual está

disponibilizada no apêndice A, a diretriz que a seguir se traça, para prospecção de um cenário

futuro mais sustentável, em horizonte 2050, é a verificação da possibilidade de não expansão

das fontes térmicas a partir de reservas fósseis. Visam-se menores participações de consumos

de fósseis e de emissões de GEEs.

O método consiste em (1 a 4):

(1) Acelerar a participação das fontes renováveis - R.

(2) Obter eficiência por melhoria da relação entre energia útil e energia total do sistema elétrico;

3) Reduzir perdas técnicas;

(4) Evitar emissões de GEEs.

(5) Descentralizar a oferta, a partir de autoprodução, coprodução e geração distribuída.

Para a construção do cenário 2050, em primeiro lugar é estudada a projeção do volume de

produção, para com ela estudarem-se as formas de obtenção.

E, previamente, para direcionar o encaminhamento desse binômio (oferta / demanda) faz-se uso

de uma árvore de decisões1 (figura 4.1):

1 Método utilizado em gestão para visualização gráfica de causas e consequências quando de processos de tomada de decisão. Referências e detalhes podem ser encontrados em “Análise Categórica, Árvore de Decisão e Análise de Conteúdo” (GAGEIRO; PESTANA, 2009).


Gerenciamento da demanda

+ População + Demanda

+ Intensidade de energia elétrica per capita + Demanda

Gerenciamento da oferta

+ Eficiência no uso – Necessidade de oferta

– Perda no sistema – Necessidade de oferta

+ Autoprodução e geração distribuída – Necessidade de oferta

Figura 4.1 – Árvore de decisões utilizada no gerenciamento da demanda e da oferta.

Fonte: elaboração própria.

4.1. Prospecção da Necessidade de Oferta de Energia Elétrica em 2050

Para fixação do valor da necessidade de oferta de energia elétrica, em 2050, os dados referentes

são apurados na forma de um balanço de carga. Inicia-se apresentando, a seguir, a origem e a

discussão dos dados que compõem o balanço (1 a 7), e em seguida a tabulação obtida (tabela

4.1).

(1) População. Dados da projeção da população do Brasil, do IBGE, revistos em 2013, apontam

226,35 milhões de habitantes em 2050 (IBGE, 2014). Dados anteriores do IBGE,

disponibilizados em 2010, estimavam número menor: 215,3 milhões. Em ambas

disponibilizações, a tendência apresentada é de uma curva com diminuição de crescimento,

estabilização entre 2040 a 2042, e decrescimento a partir de então. Mesma estimativa de valor

(226,3 milhões) é utilizada pela EPE (EPE-CE, 2014) em sua projeção, também baseada no

IBGE.

(2) Intensidade elétrica per capita - IEE. Dados do EPE-DE (2014), baseados em estimativas

de desenvolvimento social, econômico e tecnológico do país, tendências de alteração de uso de

tipos de energia, e ponderação da participação setorial da economia, elegem 7,182 MWh /

habitante / ano. Para efeito de visualização da evolução, a IEE per capita foi, segundo a EPE,

em 1970 de 478 kWh / habitante / ano; e a figura 4.2, a seguir, ilustra a estimativa de

crescimento, do presente a 2050, onde são estimados 7,182 MWh / habitante / ano.


Figura 4.2 - Evolução estimada do consumo per capita de energia elétrica.


Para efeito comparativo, na projeção da figura 4.2, o Brasil se situa atualmente no mesmo

patamar que Argentina e México; evoluindo em 2050, para o mesmo patamar em que,

atualmente, situa-se a Alemanha, segundo dados da EPE-DE (2014), baseados na IEA (2013).

(3) Demanda resultante = (1) x (2). Historicamente, a EPE considera a demanda resultante em

função da evolução do PIB, acrescida de margem de segurança. Entende-se que esta

consideração já se mostra frustrada frente aos dados consolidados em 2013 e as perspectivas de

2014 e 2015. Há ainda as incertezas (1 e 2): 1) quanto à política econômica a ser aplicada, pelo

novo governo a partir de 2015, e 2) quanto à influência, na economia interna, da evolução das

economias internacionais. A evolução da IEE, per capita, se mostra mais plausível de ser

aplicada em razão do atual estágio de desenvolvimento da sociedade brasileira, frente à

diminuição da pobreza, esperada, fatores já estudados nos capítulos 3 e 4. Um outro específico

fator de peso é a esperada inserção em larga escala de veículos elétricos – VEs (WITTMANN,

2013).

(4) Oferta mínima necessária = (3). Relação de igualdade que significa o ponto de cruzamento

das curvas de oferta e de demanda – o balanço, ou seja, diferença igual a zero.

(5) Perdas técnicas. Dados do EPE-DE (2014), baseados em estimativas de redução de perdas

por melhorias operacionais apontam 13,7%. A título comparativo, as perdas técnicas

consolidadas em 2012 pelo EPE-BEN (2013) foram de 15,9%; e em 2013 pelo EPE-BEN

(2014) foram de 15,3%. O que indica estimativa, por parte da EPE, com avanço pouco

significativo, para o longo período de hoje a 2050 (recuo de 15.3% para 13,7% em 37 anos), e

ainda distantes de médias atuais internacionais consideradas eficientes, em torno de 8%. Por

outro lado, a expansão a ser aqui prospectada busca promover descentralização da produção, o

kWh / habitante / ano


que torna os centros de carga mais próximos da produção, ou seja, menores perdas no percurso

da transmissão/distribuição. Daí, adota-se, aqui, valor estimado como mais realista, na ordem

de 10% da oferta.

(6) Ganhos de eficiência. Os ganhos com obtenção de eficiência representam, em termos

práticos, um componente a mais na matriz de produção. Significa produzir “mais com menos2”

e conforme Teske et al (2010), torna-se mais barato investir em eficiência energética do que em

mais geração de energia. Dados da EPE-DE (2014), baseados em avanços tecnológicos

esperados, ponderada a participação setorial da economia, projetam os ganhos com eficiência

em 18,3% da demanda para 2050. Este percentual (18,3%) significa frente à demanda projetada

pela EPE-DE (2014) (1.624 TWh / ano), o valor de 297,19 TWh / ano. Dados de Teske et al

(2010) indicam um potencial, substancialmente maior, de 415 TWh / ano, a ser obtido com

implantação de medidas de otimização da produção de energia elétrica e de seus usos finais.

Em função do exposto, elege-se, aqui, um valor mais otimista que o da EPE-DE (2014),

estimando-o, com zelo de não incorrer em excesso, na ordem de 20%.

(7) Autoprodução. Dados do EPE-DE (2014), baseados na estimativa de tendência do setor

industrial e ponderação de sua participação setorial na economia, apontam, para 2050,

autoprodução de 8% da oferta. Em 2012 e em 2013, a autoprodução representou na ordem de

14% da geração total (78,0 TWh contra 552,5 TWh em 2012, conforme o EPE-BEN (2103); e

86,2 TWh contra 609,9 TWh, conforme o EPE-BEN (2014). Considerando que a expansão a

ser aqui prospectada busca promover descentralização da produção, ao invés da projeção da

EPE-DE (2014), de 8%, adota-se aqui, valor mais realista, na ordem de 10%.

A seguir a tabela 4.1 apresenta o balanço prospectado:

2 Mais com menos. Produzir menos, para obter mais resultados, representa princípio preconizado por Ricardo Abramovay em sua obra “Muito além da Economia Verde” (ABRAMOVAY, 2012), na qual o autor instiga um capitalismo capaz de levar o planeta em conta, separando o que atinge crescimento do que atinge desenvolvimento.


Tabela 4.1 – Balanço de carga prospectado para o cenário de 2050.

# Dados fixados Valor Unidade Referência

No lado da demanda

1 População 2,2635 x 107 habitante IBGE (2014)

2 Intensidade 7,182 MWh / habitante / ano EPE-DE (2014)

3 Demanda prevista 1.625,65 TWh / ano = #1 x #2

No lado da oferta

4 Oferta necessária 1.625,65 TWh / ano = #3

5 Perdas técnicas 10 % (de # 4) Atribuído, a partir de EPE-DE (2014)

6 Ganhos de eficiência 20 % (de # 4) Atribuído, a partir de EPE-DE (2014)

7 Autoprodução 10 % (de # 4) Atribuído, a partir de EPE-DE (2014)

8 Oferta prevista 1.300,52 TWh / ano = #4 + #5 – #6 – #7


Tem-se da tabela 4.1, o valor de referência projetado para equilíbrio, em 2050, entre oferta e

demanda de energia elétrica em 1.300,52 TWh.

Na fixação dos dados da tabela 4.1, em maior parte baseou-se em dados do EPE-CE (2014);

EPE-DE (2014). No geral, esses dados, utilizados como base por este autor, foram considerados

como consistentes, em razão do id (2014) ter sido montado, pela EPE, com base no EPE-CE

(2014), e ambos terem utilizado, em suas prospecções, além de estudos próprios, premissas de

órgãos de pesquisa internacionais – como citado na introdução – e a prospecção de três cenários

socioeconômicos possíveis (na crista da onda – otimista; arquipélago – médio; e náufrago –

pessimista) e destes3, ter extraído um quarto cenário, o mais provável de se concretizar

(surfando a marola).

3 Em administração, engenharia, economia e estatística, dentre outros critérios existentes, e normalmente aceitos, de prospecção de cenários futuros, podem ser construídos três cenários múltiplos – alternativos – possíveis (“na crista da onda” – o otimista ou favorável; “arquipélago” – o médio; e “náufrago” – o pessimista ou desfavorável) e destes ser extraído o cenário presumidamente de maior probabilidade frente às possibilidades levantadas


Do resultado da tabela 4.1, tem-se que a prospecção da demanda, deste autor, não difere

substancialmente da do EPE-CE (2014) e do EPE-DE (2014). A principal diferença está na

eleição de critérios – em busca de sustentabilidade, já citados. Enquanto a EPE elege como

espinha dorsal a evolução do PIB, combinada com a evolução da intensidade de energia elétrica

– IEE em relação ao PIB, mais margem de segurança, este autor elege a evolução da intensidade

de energia elétrica – IEE, per capita.

O valor de demanda resultante, coincidentemente, é praticamente o mesmo (1.624 TWh / ano

na EPE-DE (2014), contra 1.625,65 TWh / ano, neste estudo). O que significa que a expansão

aqui prospectada não interfere na projeção de crescimento econômico para o país,

disponibilizada na EPE-CE (2014).

Entretanto, a diferença comparativa, final, de carga na rede do sistema elétrico, resulta em 13%

a menor neste estudo, frente à projeção do EPE-DE (2014) (1.495 TWh / ano em 2050 – EPE;

contra 1.300,52 TWh / ano em 2050 – aqui). A diferença obtida se deve aos critérios aqui

aplicados de (1 a 3): 1) diminuição de perdas técnicas; 2) aumento de eficiência; e 3) aumento

de autoprodução. Por outro lado, a projeção de carga na rede em 2050 neste estudo (1.495 TWh/

ano) resulta em 9,8% a maior que a projeção de geração prospectada por Baitelo; Fujii; Teske

(2014), na atualização dos cenários de 2007 e 2010, que apresentou estimativa de 1.362 TWh /

ano para o cenário de referência em 2050. Os autores elegeram combinação relacionando

crescimento populacional, do PIB, e de intensidade elétrica sobre o PIB.

A seguir são prospectadas as formas de obtenção da oferta frente à demanda.

4.2. Prospecção das Formas de Obtenção da Oferta frente à Demanda

A seguir passa-se a estudar uma matriz de produção, cuja oferta possa equilibrar a demanda

resultante da tabela 4.1 apresentada.

(“surfando a marola”). A ideia foi originalmente lançada por Michael Eugene Porter em 1980 (Porter, M. Competitive Strategy, Free Press: Nova York, 1980) e aperfeiçoada ao longo do tempo. Diferentes nomenclaturas são utilizadas. Referências e detalhes a respeito da aplicação especificamente utilizada pela EPE podem ser encontrados em EPE-CE (2014); EPE-DE (2014).


O método utilizado é o já citado no tópico anterior (1 a 5): 1) acelerar a participação das fontes

renováveis – R; 2) obter eficiência termodinâmica por melhoria entre energia útil e energia total

do sistema elétrico; 3) reduzir perdas técnicas; 4) evitar emissões de GEEs; e 5) descentralizar

a oferta a partir de auto produção, coprodução e geração distribuída.

Autoprodução, perdas técnicas, e ganhos de eficiência, não são aqui contemplados, para evitar

contabilização dupla. Esses componentes já foram contabilizados no balanço de carga obtido

na tabela 4.1.

As fontes físicas possíveis de obtenção de energia elétrica, aqui consideradas, para a expansão

da produção, na alimentação da rede pública – SIN e dos sistemas ainda (em 2014) isolados,

são listadas na figura 4.3 a seguir.

UTEs fósseis (gás, carvão e óleo) Manter

UHEs inclusas PCHs e CGHs Expandir

UTEs renováveis (biomassa de cana, e resíduos industriais, agrícolas e urbanos) Expandir

UTNs Manter

EOLs Expandir

SOLs inclusas indiretas com acumulação Expandir

Maremotrizes Introduzir

Figura 4.3 – Árvore de decisões utilizada no gerenciamento da expansão da oferta.

Fonte: Elaboração própria.

Em relação ao critério de gerenciamento da expansão da oferta adotado, apresentado na figura

4.3, cabe observar (1 e 2): (1) As térmicas renováveis a biomassa, embora também emitam

GEEs, em maior parte têm o balanço de emissões nulo em função do ciclo de fotossíntese. (2)

A fonte termonuclear, embora seja defendida por alguns autores como renovável – por não

explotar4 as reservas de urânio no limiar da atual civilização, não têm ainda solvidos os aspectos

referentes às graves consequências de possíveis acidentes, nem ao destino dos descartes

radiativos.

4 As reservas nacionais, de urânio, referentes a mapeamento, realizado até 2008, em cerca de 25% do território do país, representam na ordem de 3,1 x 108 kg de “yellowcake”, matéria prima do combustível nuclear, montante que seria suficiente para alimentar o funcionamento das UTNS Angra 1; 2; e 3, juntas, por cerca de 750 anos, de acordo com dados levantados do EPE-PNE (2030), os quais se sintonizam com outras fontes confrontadas.


A lógica operacional, neste estudo adotada, é de obter um sistema com funcionamento híbrido

(hídrico, térmico, eólico, solar e maremotriz), no qual as UHEs operem em regime regulado

pelas demais fontes, com comando tanto em função da sazonalidade anual, como da diária

temporal – horários com concentração de maior demanda instantânea.

A seguir a figura 4.4 ilustra o diagrama unifilar simplificado:

Fonte a Comando SIN Distribuição a Consumo

W Carga Produção/consumo a

Wh Produção/consumo n

Fonte n Distribuição n Consumo

W Produção/consumo n’

Produção/consumo n’’

Figura 4.4 – Diagrama unifilar simplificado.


Para poder estudar as fontes individualmente, faz-se necessário estabelecer, frente à oferta

resultada da tabela 4.1, os valores de potência instalada (W), que satisfaçam o equilíbrio das

cargas (Wh), ilustrado no diagrama da figura 4.4, o que implica em fixar fatores médios de

capacidade – FC, aplicáveis5 a cada fonte.

Fator de capacidade – FC. Resultado adimensional, variando entre 0 e 1. Representa a

potência média produzida em percentual da potência instalada, ao longo de determinado

período de tempo – usualmente anual. Matematicamente essa relação é equacionada por:

FC = Wh / (W . n) (7.1)

5 Um outro método para estabelecer a relação entre potência – W e produção – Wh, ao invés dos FCs, seria por meio das garantias físicas – GFs. A garantia física de uma fonte de energia corresponde à quantidade mínima de energia que essa fonte pode suprir, a um dado critério de garantia de suprimento. Veem-se, aqui, dois senões para a aplicação desta opção de método. Primeiro: os dados disponibilizados de garantia física foram encontrados incompletos para as fontes neste estudo inseridas. Segundo: Os resultados viriam representar valores mínimos, ao invés de valores médios.


Onde Wh é a energia produzida, W é a potência instalada, e n é o número de horas do período

considerado.

Os valores de FCs adotados neste estudo são médios e foram levantados da literatura, referentes

a dados históricos ocorridos.

Posto que o objetivo, neste estudo, é não expandir a produção a partir de fontes fósseis, e que

os FCs, a seguir fixados, irão compor a base de dados para o projeto do cenário de 2050, para

as UTEs fósseis utiliza-se relação levantada do EPE-BEN (2012) entre capacidade instalada e

energia produzida, no ano de 2011, período anterior à necessidade de aumento de

complementação térmica pela anômala diminuição de índices pluviométricos verificada nos

anos seguintes. Qualquer valor de FC, fixado a maior, estaria projetando maior participação

desta fonte.

Para a fonte maremotriz, valores internacionais foram encontrados na ordem de 0,28. Valor

específico para o litoral brasileiro (0,20) foi calculado do projeto da UHE maremotriz Bacanga,

detalhes sobre ela estão disponibilizados no apêndice B.

A tabela 4.2, a seguir, apresenta os FCs fixados, onde as siglas das fontes referenciam: UHE =

usina hidroelétrica; PCH = pequena central hidroelétrica; UTE = usina termoelétrica; UTN =

usina termonuclear; EOL = central eólica; SOL = central solar; MAR = usina hidroelétrica

maremotriz:

:


Tabela 4.2 – Fatores de capacidade fixados.

# Fonte de produção Fator de capacidade

FC

Referência

1 UHEs 0,55 EPE-BEN (2014)

2 PCHs e CGHs 0,57 EPE-BEN (2014)

3 UTEs fósseis (gás e óleo) 0,14 (*)

4 UTEs a biomassa (cana de açúcar e resíduos industriais,

agrícolas e urbanos)

0,60 Carvalho (2009)

5 UTNs 0,85 EPE-PNE (2007)

6 EOLs existentes até 2013 0,32 EPE-BEN (2014)

7 EOLs futuras 0,47 ONS (2014)

8 SOLs diretas 0,18 EPE-GS (2012)

9 SOLs indiretas (com acumulação) 0,70 Teske et al (2010)

10 MARs 0,20 (**)

Fonte: Elaboração própria. Notas: (*) Utilizada a relação levantada do EPE-BEN (2012) entre capacidade instalada

e energia produzida, no ano de 2011. (**) Valor para o litoral brasileiro, calculado do projeto da UHE maremotriz

– MAR, Bacanga.

Estabelecidos os FCs médios, por fonte, parte-se para o projeto da capacidade instalada da

matriz de produção para 2050.

Como base de cálculo, faz-se uso de dados – de capacidade instalada, levantados do balanço da

EPE consolidado em 2012 (EPE-BEN, 2013). Esses dados significam a capacidade instalada

fisicamente existente nesse ano.

A esse balanço, de 2012, são incorporados, a partir de levantamento no PDE 2022 (EPE-PDE,

2014), acréscimos referentes aos empreendimentos contratados e em implantação, os quais

representam acréscimos assumidos até por volta de 2018. Esse acréscimo significa a parte da

expansão que já está definida.


A somatória, da capacidade existente, com a expansão já contratada e em expansão, dá, então,

origem à matriz que serve de base de referência para a expansão projetada neste estudo. A

reunião dessa base de dados é apresentada a seguir por meio da tabela 4.3:

Tabela 4.3 – Base de dados de referência para o projeto da expansão até 2050.

Fonte Capacidade

Instalada Produção

Existente

até

31.12. 2012

(MW)

Adicional

contratado e em

implantação

(MW) (A)

Total resultante

até por volta de

2018 (MW)

FC

Produção

(TWh / ano)

UHEs (B) 84.833 19.484 104.317 0,55 502,5993

PCHs 4.899 1.056 5.955 0,57 29,7345

UTEs fósseis 17.373 3.766 21.139 0,14 25,9249

UTEs renováveis 8.617 1.801 10.418 0,60 54,7570

UTNs 2.007 1.405 3.412 0,85 25,4058

EOLs existentes 1.805 - 1.805 0,32 5,0598

EOLs futuras - 13.059 13.059 0,47 53,7665

SOLs diretas (C) 1,35 0 1,35 0,18 0,0021

SOLs de

acumulação

- 0 - 0,70 0

MARs 0 0 0 0,20 0

Total 119.535,35 40.571 160.106,35 0,50 (D) 697,2499

Fonte: Elaboração própria. Notas: Geral: dados levantados de EPE-PDE (2013). (A) Os projetos de produção com

concessão já outorgada, referentes às UHEs Couto Magalhães (150 MW), Santa Isabel (1.087 MW) e Pai Querê

(292 MW), não foram considerados na presente adição, por apresentarem entraves específicos – jurídicos e ou

ambientais, passíveis de culminar em seus cancelamentos, segundo EPE-PDE (2014). (B) Não inclui

autoprodução, inclui importação. (C) Inclui 0,35 MW existentes, em 2012, em sistemas isolados, não computados

pela EPE. (D) Valor médio ponderado resultante da tabulação.


A seguir passa-se à prospecção da expansão em cada fonte.

4.3. Prospecção das Fontes de Obtenção da Oferta frente à Demanda

De posse do balanço de equilíbrio de oferta e demanda, projetado para 2050, apresentado na

tabela 4.1; e de posse da base de dados de referência para o projeto da expansão, apresentada

na tabela 4.3; a seguir dirige-se a atenção em prospectar a expansão do conjunto das fontes de

produção. Para tanto inicia-se por estudar o funcionamento do sistema. Na sequência, de posse

dessa visão sistêmica, passa-se ao estudo individual de cada fonte.

4.3.1. Lógica do Sistema

No lado da demanda, tem-se como variável central a sazonalidade diária temporal – horários

com concentração de maior demanda instantânea. No lado da oferta, tem-se que a principal

fonte, a hídrica, opera com sazonalidade anual, em razão de variação do regime pluviométrico;

e as demais fontes operam em regimes sazonais cíclicos, em razão de variações de regime de

vento, luz e safra.

A lógica operacional, como já citado, é obter um sistema com funcionamento híbrido – hídrico,

térmico, eólico, solar e maremotriz – onde a fonte principal – as UHEs – opere interligada em

regime regulado com as demais fontes, com comando acionado tanto em função da

sazonalidade anual, como da diária temporal.

A respeito dessa interligação, Carvalho; Sauer (2012) explicam, por meio de exemplo com

UHEs e EOLs, que a interligação de diferentes parques de produção, visando estruturar um

sistema híbrido, permite que se firme energia de fontes intermitentes, mediante seu

armazenamento na forma de energia potencial – água deixada de ser turbinada, nos períodos de

luz, vento e safra abundantes, para ser usada nas temporadas secas das UHEs.

Da explicação de id (2012) tem-se também que a interligação de diferentes tipos de fontes de

produção, entre si, contribui para contornar a questão da intermitência de luz, vento e safra, por

meio do que os citados estudiosos chamam de “efeito portfólio”, pelo qual, à semelhança de

uma carteira de opções, a produção conjunta, de todos os tipos de fontes, varia menos do que


as produções individuais de cada uma. Em exemplificação desses autores, as UTEs a gás natural

já existentes, com suprimento flexível de combustível, seriam acionadas apenas em períodos

críticos, servindo como seguro para otimizar a operação do SEB por inteiro.

4.3.2. Expansão da Fonte Hídrica

A expansão hídrica é caracterizada por altos custos de implantação e baixos custos de operação.

O modo com que a expansão vem sendo construída, ao longo de quase um século, obedece à

lógica determinada pela elevada disponibilidade dos recursos naturais e dos baixos custos de

produção.

Na atualidade o problema central está na desregulação que a expansão pode acarretar ao

armazenamento de energia do sistema por inteiro. A causa desse problema é a caracterização

da expansão estar sendo planejada, pela EPE, basicamente a fio d’água. E a origem dessa causa

está na dificuldade de aprovação ambiental dos projetos, por não tratamento das externalidades

socioambientais negativas provocadas, em especial na região amazônica, em razão de sua

planicidade, resultando em elevadas áreas alagadas por volume de armazenamento, e danos aos

ecossistemas e populações locais. Esses fatores já foram vistos nos capítulos 2 e 3, e estão

estudados nos apêndices A e B.

A energia elétrica não pode ser armazenada, mas os reservatórios possibilitam o

armazenamento do elemento a ser transformado – no caso a energia potencial da água, contida

no alagamento. Mas esse tipo de expansão – com reservatório – só será possível, se a engenharia

de barragens aperfeiçoar suas práticas, conforme alerta urgente de pesquisadores, cite-se

Bermann (2014b).

Não cabe aqui a solução para esse problema; ele exige compêndios próprios e especializados

de reengenharia na área. Por outro lado, a expansão na Amazônia – nacional e internacional –

é temida por uma série de pesquisadores, citem-se estudos recentes de Tundisi et al (2014) e

Fearnside (2014), em razão da pressão provocada aos ecossistemas aquáticos e terrestres da

região, e às populações locais.

Daí, ao invés de conjecturas para a expansão na Amazônia, opta-se aqui em basear a expansão

por meio de outras composições. Deixando para depois do cenário de 2050 aqui traçado, as

atuais reservas – com maiores pressões socioambientais – disponíveis para explorações futuras,


na medida em que os estudos, sobre o equilíbrio do binômio eficiência energética & pressão

ecossistêmica, estejam mais clarificados.

As demais combinações que se vêm possíveis são estudadas a seguir.

4.3.2.1. Repotenciação

A definição clássica de repotenciação considera todas as obras que visem obter ganho de

potência e de rendimento sobre empreendimentos hidroelétricos existentes (BERMANN,

2004). Conceitualmente a repotenciação tem o objetivo de aumentar a quantidade de energia

elétrica – QE produzida.

O ganho pode ser obtido (1e ou 2): (1) Do aumento da potência instalada - W; e ou (2) Do

aumento da energia produzida - Wh. Estes aumentos, por sua vez, podem ser obtidos (1 e ou

2): De complementação de geradores; e ou (2) De aumento de rendimento do sistema

hidráulico, das turbinas, e ou de geradores (a equação matemática, que define potência e

rendimento a serem obtidos, é disponibilizada no apêndice B).

Vários pesquisadores têm apresentado estudos propondo repotenciação de UHEs, bem como a

instalação de unidades geradoras adicionais em algumas delas. E o assunto tem sido discutido,

tanto sobre o tamanho do benefício potencial, como do ponto de vista de resultado sistêmico.

Repotenciar e modernizar usinas antigas representa um caminho para ampliação do parque de

produção sem necessidade de novos empreendimentos, relativamente aos ganhos passíveis de

serem obtidos por este mecanismo.

Mas o que efetivamente se tem verificado é que essas iniciativas são poucas6 entre os agentes

de geração no Brasil. Vêm-se três principais fatores de restrição. O primeiro é apontado pela

discutível viabilidade econômica desses projetos, considerando os atuais mecanismos de

remuneração. O segundo é a atual legislação do SEB, que impede o agente gerador de produzir

além do que tenha sido contratualmente outorgado. E o terceiro é a baixa relação entre

incremento de potência instalada – W, e incremento de produção média obtida – Wh, que tem

sido estimada.

6 Dados não oficiais indicam que oito UHEs brasileiras já teriam passado por processos de repotenciação ou modernização, totalizando 94 unidades geradoras de energia.


Até o presente, não se dispõe de um levantamento preciso de quantas e quais seriam as usinas

e poços de máquinas passíveis de serem repotenciadas e modernizadas, o ganho de potência

associado, ou o balanço de investimentos e resultados positivos e negativos advindos dessa

repotenciação.

Em 2004 foi realizado estudo em parceria entre o World Wide Fund for Nature – WWF e o

atual Instituto de Energia e Ambiente – IEE (BERMANN, 2004), sobre repotenciação de UHEs

como alternativa de aumento de oferta de energia, no país, com proteção ambiental. Analisando

a matriz de produção elétrica, as perspectivas de repotenciação, os aspectos institucionais

envolvidos, e cinco específicos estudos de caso, o estudo estimou um potencial de 34.374,70

MW passíveis de serem retrabalhados por meio de reabilitação em 67 usinas existentes acima

de 30 MW e com mais de 20 anos de operação. Os resultados de ganhos, passíveis de serem

obtidos, foram estimados em 868,37 MW para repotenciação mínima, 3.473,47 MW para

repotenciação leve e 8.093,19 MW para repotenciação pesada, passíveis de serem obtidos.

Em 2008 a EPE realizou um levantamento para avaliação do benefício da repotenciação e

modernização de UHEs do SIN, estudando 67 usinas com potência instalada maior que 30 MW

e em operação mais de 20 anos (EPE, 2008). Foi apresentado que o potencial de ganho de

energia firme seria de 272,3 MWmédios (2,3853 TWh / ano), correspondentes a um acréscimo

de 2,33% na carga do SIN em 2008, e a um acréscimo na potência efetiva do SIN de 605 MW,

correspondentes a um acréscimo de 2,84% em 2008. A EPE concluiu que os resultados não

agregariam energia nova em volumes significativos, que dispensassem a implementação de

novos empreendimentos. Deve-se atentar que o cenário de 2008 era diferente do cenário atual,

no qual se vem encontrando sérias dificuldades de aprovação ambiental para implementação de

novos empreendimentos, tal como já exposto.

Outros estudos desenvolvidos subsequentemente, embora não tão abrangentes, corroboraram

a possibilidade de repotenciação de usinas, por meio de motorização de poços vazios existentes,

operacionalmente aptos, consideradas a vazão afluente total, as vazões vertida e turbinada; a

produtividade em MW médios / m3/s, e a produção obtida em MW médios, citem-se mais

recentemente Gomes (2013), que estudou 43 usinas, e Lemos; Bajay (2014), que estudou 10

usinas.

Os resultados, mais abrangentes, de Bermann (2004), referentes a 34.374,70 MW passíveis de

serem retrabalhados por meio de reabilitação em 67 usinas existentes acima de 30 MW e com


mais de 20 anos de operação, e estimados em 3.437,47 MW para repotenciação média, passíveis

de serem obtidos, são fixados na tabela 4.4, a seguir, e passam a compor o item 1 da expansão

a ser obtida neste estudo.

Tabela 4.4 – Repotenciação de UHEs, item 1 a ser considerado na expansão.

Quantidade de UHEs estudadas

Acréscimo total de potência instalada

(MW)

FC médio Acréscimo total de produção resultante

(TWh / ano)

67 consideradas reabilitáveis 3.473,47 0,55 16,7352

Fonte: Elaboração própria, a partir de dados de Bermann (2004).

4.3.2.2. UHEs

Em 1992 a Eletrobrás realizou um levantamento do potencial hidroelétrico no território do país,

que vem sendo utilizado como base, e atualizado ao longo do tempo. ANEEL (2008) o

apresentou em 251.490 MW, referentes ao ano base 2007. E mais recentemente, por meio de

levantamentos do Sistema de Informações do Potencial Hidrelétrico Brasileiro – SIPOT, em

243.361 MW, referentes a dezembro de 2010.

Subtraindo deste valor mais recente (243.361 MW) a parcela referente às UHEs e PCHs

apontadas na tabela 7.2 como existentes em operação, construção e contratadas (104.317 +

5.955 = 110.272 MW), obtém-se um potencial disponível de 133.089 MW.

Há estudos que apontam que potenciais hidroelétricos não são utilizados em sua totalidade, seja

no Brasil ou em outros países, em razão de fatores restritivos, de caráter socioambiental. Em

somatória há, aqui, o objetivo de aliviar a, já citada, pressão socioambiental provocada pela

expansão de UHEs. Moral Hernández (2011) realizou estudo no qual aponta que 66,2% do

potencial disponível nacional, apresentam algum tipo de restrições socioambientais. Fazendo

essa subtração (133.089 MW – 66,2%), resulta então um potencial que pode ser considerado

sem – ou digam-se menores – restrições, representado por 44.984,08 MW.

Esse resultado, representando 33,8% (100 – 66,2) do potencial disponível, é fixado, a seguir,

na tabela 4.5, e passa a compor o item 2 da expansão a ser obtida neste estudo.


Tabela 4.5 – Expansão de UHEs, item 2 a ser considerado na expansão.

Acréscimo total de potência instalada (MW)

FC médio Acréscimo total de produção resultante (TWh / ano)

44.984,08 0,55 216,7333


4.3.2.3. PCHs

Não se pode afirmar que as PCHs, incluindo as micro centrais hidroelétricas – MCHs,

impliquem em menores externalidades negativas, por unidade de energia elétrica produzida,

que as UHEs; contudo pesquisadores convergem que as externalidades são menos impactantes;

por serem – as externalidades – menores por unidade de central geradora, e serem as centrais

dispersas geograficamente.

O potencial de aproveitamento para PCHs, no Brasil, é informado por EPE-PNE (2008) em

17.500 MW. Deste valor, 5.955 MW (Tabela 4.3) já se encontram em operação, contratados e

em construção. Resulta daí, a disponibilidade de 11.545 MW. Atribuindo-se a essa

disponibilidade uma exploração da ordem de 60%, até 2050, obtém-se o valor de 6.927 MW.

Esse resultado passa a compor o item 3 da expansão a ser obtida neste estudo e é fixado na

tabela 4.6 a seguir:

Tabela 4.6 – Expansão de PCHs, item 3 considerado na expansão.



6.927 0,57 34,5879


4.3.3. Expansão da Fonte Térmica

4.3.3.1. UTEs Fósseis

As UTES são necessárias ao SIN por promoverem sua estruturação frente ao desequilíbrio

provocado pela sazonalidade dos regimes hídricos que incidem nas UHEs. Estudos apontam,

que a ampliação da integração de fontes complementares é capaz de diminuir essa dependência.


Entende-se que há casos específicos, como a dependência socioeconômica da exploração de

minas de carvão mineral, a exemplo do complexo termoelétrico de Candiota, às populações

locais, que sob esse prisma justificam, no presente, a continuidade das operações com uso de

carvão.

Entende-se também, que em termos do conjunto total do parque termoelétrico existente, cabe

ao longo do tempo ampliar a substituição do óleo por gás, apontado como mais eficiente e

menos poluente (na ordem de 20 a 23% menos poluente7 que o óleo combustível e 40 a 50%

menos que o carvão), em regime de fornecimento flexível às usinas; de forma que estas sejam

despachadas, em complementação, nos espaços de tempo de pico de carga do SIN. Duas

questões atuais, frente a essa ampliação, são, na operação de UTEs a gás, a necessidade de água

na operação, e a melhoria da cadeia logística do gás.

Pelo exposto e com vistas ao objetivo de minimização de consumo de reservas fósseis e de

emissões de calor e de GEEs, as UTEs movidas por fontes fósseis não são contempladas

com expansão neste estudo.

4.3.3.2. UTEs Renováveis

São aqui consideradas as centrais a biomassa de cana, resíduos agrícolas, industriais e urbanos.

Organismos internacionais, a exemplo da International Energy Agency – IEA e do World

Energy Council – WEC, prospectam que haveria um substancial aumento da produção de

energia elétrica a partir de biomassa, até por volta de 2030, com declínio de crescimento a partir

de então, calcado na queda da disponibilidade de resíduos oriundos de florestas naturais e de

reflorestamento.

Entende-se que o Brasil assuma tendências próprias. Além de no caso do bagaço da cana de

açúcar e resíduos de sementes oleaginosas, a produção tender a prosseguir em aumento devido

à demanda destinada à produção de combustíveis automotivos – etanol e biodiesel, o país é

7 Os principais poluentes atmosféricos emitidos por UTEs são: dióxido de carbono – CO2, óxidos de nitrogênio – NOx, óxidos de enxofre – SOx, metano – CH4, monóxido de carbono – CO, e óxido nitroso – N2O. As emissões ocorrem em consequência, tanto de reações químicas entre os elementos dos combustíveis e dos comburentes – componentes do ar atmosférico, durante a combustão e também por deficiências de combustão incompleta. Além dos potenciais causadores de GEEs, representados principalmente pelo CO2 e o CH4, os demais gases são tóxicos aos seres vivos, e o NOx é o principal causador da deposição ácida, que envolve a acidificação da água das chuvas e deposição de sulfatos e nitratos sólidos na vegetação, no solo e nos mananciais aquíferos.


grande exportador de commodities agrícolas, das quais faz-se uso dos resíduos, a exemplo da

palha de arroz, amendoim, soja, milho ..., para produção termoelétrica, tanto em regime de

coprodução, auto produção e também interligação à rede pública na forma de geração

distribuída. Há ainda um potencial pouco explorado que diz respeito aos demais resíduos, além

dos agrícolas, que são os industriais e os urbanos, tanto para utilização direta em fornalhas de

caldeiras de produção de vapor, como para utilização indireta, a exemplo da obtenção e do

aproveitamento de biogás.

O potencial, em cenário presente, de biomassa aproveitável para produção de energia elétrica,

do país é estimado na ordem de 28.000 MW (Teske et al, 2010). Adicionando-se a esse

montante, valores referentes às expectativas de crescimento da economia e da exploração dos

resíduos urbanos, ter-se-ia um valor expressivamente maior que o atual, em cenário de 2050.

Fazendo uso de uma projeção não excessivamente otimista, utiliza-se aqui um potencial de

36.000 MW para o ano 2050, valor que é fixado a seguir na tabela 4.7 e que passa a compor o

item 5 da expansão a ser obtida neste estudo.

Tabela 4.7 – Expansão de UTEs renováveis, item 5 considerado na expansão.



36.000 0,60 189,2160


4.3.3.3. UTNs

As UTNs atuam em regime de base, junto à UHEs, na alimentação do SIN. Foram introduzidas

visando regularização do manancial hidroelétrico sul-sudeste do país. A produção não é

contínua, fazendo-se necessárias paradas técnicas programadas para carregamento e

manutenção, em ciclos médios anuais, com duração unitária média de um mês, períodos nos

quais necessitam ser suplementadas por produção elétrica de outra fonte.

Além das duas UTNs em operação e da terceira em construção (Angras 1; 2; e 3) no Complexo

Termoelétrico de Angra dos Reis, que representam potência, instalada e em construção, de

3.412 MW, a EPE acena com expansão de outros 3.935 MW, representados pela implementação

futura de outras duas UTNs, na região nordeste (EPE-PNE (2007). Esse total aponta, para


UTNs, uma expectativa de 7.347 MW instalados até por volta de 2030. Outras maiores

expansões estudadas pela Eletrobrás, que acenavam com um total de oito UTEs para o pais,

estão atualmente, paralisados desde a onda de repercussões negativas junto à opinião pública

devida ao acidente de Fukushima. Todo o citado programa de expansão vem sendo objeto de

polêmica por estudiosos, partidários e contrários.

As vantagens, desvantagens, riscos associados - este o aspecto principal a considerar, e também

problemas ainda não resolvidos quanto ao decaimento e ao destino dos resíduos radiativos

das UTNs, estão disponibilizados no apêndice B.

Entende-se que as questões ligadas aos riscos, não se restringem aos seus graus de segurança

na operação, mas sim às consequências de possíveis acidentes, incomensuráveis, em termos

de previsões. Para o físico José Goldemberg (GOLDEMBERG, 2010), o país fará uso de

expansão da fonte termonuclear, mas em cenário futuro mais longínquo, devendo antes,

priorizar as demais fontes disponíveis, principalmente as renováveis.

Pelo acima exposto, as UTNs não são contempladas com expansão neste estudo. Não se trata

de assumir posição contrária à tecnologia termonuclear; trata-se de pelo princípio da precaução,

reservar a expansão dessa tecnologia para um futuro no qual os atuais riscos e problemas

estejam melhor solvidos.

4.3.4. Expansão de Outras Fontes

4.3.4.1. EOLs

Em 2001, o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica – CEPEL realizou um estudo do potencial

eólico brasileiro, para fins de produção de energia elétrica, estimando-o em 143.400 MW. Esse

valor foi adotado no Atlas de Energia Elétrica – ANEEL (2008).

Estudos mais recentes, realizados pela EPE, apontam para um montante superior a 280.000

MW (CARVALHO; SAUER, 2012). Valor mais aproximado foi obtido8 como representando

285.760 MW. Este montante não engloba possíveis centrais eólicas offshore – EOFs

(oceânicas), estas com potencial estimado, no ano base 2009, possivelmente na ordem de 12

vezes maior que o potencial continental (Ortiz; Kampel, 2011), em razão da extensa zona

costeira do país, aliada à característica mais constante e efetiva dos ventos marítimos

8 Informações obtidas no IX Congresso Brasileiro de Planejamento Energético – CBPE. Florianópolis, 2014.


O World Energy Council – WEC estima que, em 2050, a capacidade instalada de produção de

energia elétrica, a parir de EOLs, será de 1.854 GW (WEC, 2013). Traçando a relação

percentual entre a capacidade instalada atual do Brasil frente ao mundo, tem-se 2,2184% (Brasil

112,4 GW, mundo 5.066,8 GW, em 2010 (EPE-AE, 2013)). Juntando ambas estimativas obtém-

se que se o Brasil se situasse no mesmo patamar relativo ao mundial, teria 41,1291 GW, de

potência a partir de EOLs, instalados.

Fazendo uso dessa premissa, atribui-se para o potencial nacional obtido disponível (285.760

MW), expansão com utilização na ordem de 15% para o cenário de 2050, o que vem representar

42.864 MW de capacidade instalada. Subtraindo desse montante, os 1.805 MW existentes

instalados atualmente, e os 13.059 MW em construção e contratados, obtém-se resultado

projetado em 28.000 MW para a expansão da fonte eólica.

Este resultado, é fixado tabela 4.8, a seguir, e passa a compor o item 7 da expansão a ser obtida

neste estudo.

Tabela 4.8 – Expansão de EOLs, item 7 considerado na expansão.



28.000 0,47 115,2816


4.3.4.2. SOLs

O Brasil apresenta favoráveis índices de irradiação solar, entre 1.500 a 2.500 kWh / ano; e área

de 8,5 milhões de km2. Um imenso potencial disponível a ser aproveitado, em razão da área e

da localização em relação ao equador do planeta.

Embora a fonte solar represente uma forma limpa e renovável de energia elétrica, no passado

ela vinha apresentando desvantagem concorrencial, em termos de custo de implantação, em

relação a outras fontes. De acordo com Benedito; Zilles (2011), em consonância com outros

autores, trata-se de fator não mais justificável, estando-se a atingir, no presente, em razão da

taxa de progresso de sua curva de aprendizado, viabilidade concorrencial frente às demais

fontes.


A WEC estima, a nível mundial, a expansão da fonte solar, entre 2010 e 2050, em gigantesca

ordem de 22.000% (de 34 TWh / ano em 2010; para 7.741 TWh / ano em 2050 (WEC, 2013)).

Utilizando a relação percentual entre a capacidade instalada atual do Brasil frente ao mundo, já

levantada em 2,2184%, obtém-se para a expansão solar no Brasil, em mesmo progresso que o

cenário internacional, o valor de 171,7 TWh / ano. Considerando que 10% dessa expansão seja

representada por centrais indiretas (painéis de acumulação, estes ainda não praticados em nosso

país, mas com tecnologia desenvolvida internacionalmente e resultados de FC mais eficientes,

dado que a energia solar, transformada em calor, circula, por meio de fluidos térmicos, em

acumuladores, desta forma aumentando o período diário de energia captada – armazenada,

disponível), resulta-se no valor de 98.000 MW para centrais diretas – painéis fotovoltaicos –

PF, e 2.800 MW para centrais indiretas – painéis de acumulação – PA.

Esses resultados são fixados na tabela 4.9, a seguir, passando a compor os itens 8 e 9 da

expansão a ser obtida neste estudo.

Tabela 4.9 – Expansão de SOLs, itens 8 e 9 considerados na expansão.



Item 8; SOLs diretas – PFs 98.000 0,18 154,5264

Item 9; SOLs indiretas – PAs 2.800 0,70 17,1696


4.3.4.3. Maremotrizes

O uso do mar, como fonte de produção energia elétrica, conforme exposto no apêndice B,

representa uma opção renovável, não poluente e com custos comparáveis ao de uma UHE.

Também, conforme exposto no apêndice B, pelo que se pesquisou, não há ainda, no país,

instalações maremotrizes, ao menos em nível de fornecimento público.

Um projeto pioneiro – usina hidroelétrica maremotriz de Bacanga, teve início, por meio de

parceria entre o Governo do Estado do Maranhão, a Prefeitura de são Luiz, e a Universidade

Federal do Maranhão; com estudos iniciados em 1966, e obras iniciadas em 1968 e


interrompidas em 1973, por razões não apuradas, supostamente inviabilidade técnico

econômica, no cenário da época.

O projeto de Bacanga, localizado no estuário do rio de mesmo nome, na baía de São Marcos,

em São Luiz, dimensionava duas alternativas de motorização, a mais viável representando

34,02 MW de potência instalada e produção de 59.600 MWh / ano, de acordo com diferentes

fontes9 consultadas, não oficiais mas confrontadas entre si, valores que conduzem a um FC,

aqui, calculado em 0,2.

Informações10 não oficiais dão conta de que a Centrais Elétricas do Norte do Brasil –

ELETRONORTE, tem interesse em uma UHE maremotriz, não simplesmente pela viabilidade

econômica, mas para piloto de desenvolvimento.

Por todo exposto, e aplicando ainda a lógica da teoria de sistemas, de que, no caso, quanto maior

a diversidade e integração das fontes na matriz de produção, maior a sinergia a ser obtida do

sistema por inteiro, os valores referentes a Bacanga, por falta de outros melhores, passam a

compor o item 10 da expansão a ser obtida neste estudo, fixados na tabela 4.10 a seguir.

Tabela 4.10 – Maremotriz, item 10 considerado na expansão.



34 0,20 0,0596


A seguir é reunida a expansão prospectada nas tabelas 4.4 a 4.10.

9 Para referências e aprofundamentos, sugere-se consultar: Lima et al (2003) “Projeto da Usina Maremotriz do Bacanga: Concepção e Perspectivas”, disponível em < www.seeds.usp.br/pir/arquivos/congressos/CLAGTEE2003/Papers/RNCSEP%20B-115.pdf >. 10 IX Congresso Brasileiro de Planejamento Energético – CBPE, Florianópolis, 2014.


4.4. Reunião dos Dados Obtidos

O escopo da expansão prospectada, apurado nos tópicos 4.3.2.1 a 4.3.4.3, e representado pelas

tabelas 4.4 a 4.10, é a seguir reunido na forma da tabela 4.11, na qual são apresentados também

os respectivos percentuais resultantes:

Tabela 4.11 – Resumo da expansão prospectada.

# Fonte R/N

Acréscimo de potência

instalada

Acréscimo de produção

obtida

(MW) (%) (TWh / ano) (%)

1 Repotenciação de UHEs R 3.473,47 1,5775 16,7352 2,2484

2 Expansão de UHEs R 44.984,08 20,4304 216,7333 29,1187

3 Expansão de PCHs R 6.927 3,1460 34,5879 4,6470

4 Expansão de UTEs fósseis N 0 0 0 0

5 Expansão de UTEs renováveis R 36.000 16,3501 189,2160 25,4217

6 Expansão de UTNs N 0 0 0 0

7 Expansão de EOLs R 28.000 12,7167 115,2816 15,4884

8 Expansão de SOLs diretas – PFs R 98.000 44,5085 154,5264 20,7610

9 Introdução de SOLs indiretas – PAs R 2.800 1,2717 17,1696 2,3068

10 Introdução de MARs R 34 0,0154 0,0596 0,0080

Totais - 220.182,55 100 744,3096 100

Fonte: Elaboração própria. Nota: R = Fonte Renovável; N = Fonte Não Renovável.

Cabe destacar, da tabela 4.11, que em termos de resultado sistêmico, o item 1 – repotenciação

assume ganho participativo de produção (TWh = 2,25%) acima do ganho de potência (MW =

1,58%). Isso se deve ao seu FC médio estar acima da média do próprio sistema, fator


importante, que deve ser levado em conta em futuros estudos sobre repotenciação de dado

empreendimento hidroelétrico.

Os valores apurados na tabela 4.11, acima, os quais representam a expansão prospectada até

2050, são a seguir adicionados aos valores existentes, contratados e em construção, de potência

e produção (tabela 4.3 – base de dados de referência para o projeto da expansão até 2050), de

tal forma resultando na oferta total prospectada.

Essa somatória é apresentada por meio da tabela 4.12 a seguir.


Tabela 4.12 – Somatória da oferta existente, com a expansão prospectada para 2050.

# Fonte R

/

N

Potência

instalada

existente

(MW)

Acréscimo

potência

instalada

(MW)

Total

potência

instalada

(MW)

Produ-

ção

existente

(TWh)

Acréscimo

produção

(TWh / ano)

Total

oferta de

produção

(TWh /

ano)

1 Repotenciação de UHEs

R - 3.437,47 3.437,47 - 16,7352 16,7352

2 Expansão de UHEs

R 104.317 44.984,08 149.301,08 502,5993 216,7333 719,3326

3 Expansão de PCHs

R 5.955 6.927 12.882 29,7345 34,5879 64,3224

4 Manutenção de UTEs fósseis

N 21.139 0 21.139 25,9249 0 25,9249

5 Expansão de UTEs renováveis

R 10.418 36.000 46.418 54,7570 189,2160 243,9730

6 Manutenção de UTNs

N 3.412 0 3.412 25,4058 0 25,4058

7 Expansão de EOLs

R 14.864 28.000 42.864 58,8263 115,2816 174,1079

8 Expansão de SOLs Diretas - PFs

R 1,35 98.000 98.001,35 0,0021 154,5264 154,5285

9 Introdução de SOLs Indiretas – PAs

R - 2.800 2.800 - 17,1696 17,1696

10 Introdução de MARs

R - 34 34 - 0,0596 0,0596

Totais 160.106,35 220.182,55 380.288,90 697,2499 744,3096 1.441,5595

Fonte: elaboração própria. Nota: as colunas referentes ao “existente” incluem os valores referentes às obras

atualmente em andamento e também das já contratadas.

A seguir é promovida a avaliação dos resultados.


4.5. Avaliação dos Resultados

Verifica-se que a oferta prospectada (1.441,5595 TWh / ano – tabela 4.12) suplanta o valor

mínimo necessário (1.300,52 TWh / ano – tabela 4.1) em 10,84%. Cabe atentar que deste delta

obtido, na ordem de 10% representam a autoprodução não contabilizada, o que praticamente, e

por mera coincidência (não intencional), iguala a oferta prospectada com a demanda mínima

necessária. Valores maiores ou menores poderiam ter resultado, em função de diferentes

correções de critérios que fossem utilizadas, frente aos adotados na pesquisa.

Por outro lado, por definição da estatística, o futuro é sempre incerto; somando-se a que por

expectativa tecnológica, é quase certo que novos desenvolvimentos estarão alterando as

disponibilidades e os usos, os rendimentos, e quem sabe, até mesmo revolucionando as fontes.

Em função da somatória dessas incertezas, cenários futuros são continuamente revisados, ao

longo do tempo; e isso ocorre em todas as áreas. No que tange à expansão da oferta e da

demanda de energia, a própria EPE o faz, seguidamente, em blocos anuais de revisão de suas

projeções.

Entende-se daí que o ponto central não reside, aqui, na avaliação quantitativa da exatidão dos

números projetados, e sim na avaliação qualitativa de que é possível estabelecer-se uma meta

de expansão da oferta de energia elétrica baseada em fontes renováveis e menores

emissões de GEEs, apontada pelos números apurados.

As relações obtidas são vistas a seguir.

4.5.1. Relações entre Uso de Fontes Renováveis e Não Renováveis

A partir dos números apurados na tabela 4.12, são calculadas as relações percentuais entre uso

de fontes renováveis – R, e não renováveis – N, que são apresentadas na figura 4.5 a seguir:


Atual (existente, em construção e contratado) 2050

Em relação à Em relação à Em relação à Em relação à

potência instalada carga ofertada potência instalada carga ofertada

(W) (Wh / ano) (W) (Wh / ano)

R = 84,67 % R = 92,64 % R = 93,54 % R = 96,44 %

N = 15,33 % N = 7,36 % N = 6,46 % N = 3,56 %

Figura 4.5 – Relações percentuais entre o uso de fontes renováveis – R, e não renováveis – N


A figura 4.5 permite visualizar que, em paralelo à expansão prospectada ao sistema elétrico,

obtém-se redução de uso de fontes fósseis, tanto em relação ao tamanho do parque produtor

(W), como em relação à sua capacidade de produção (Wh). Cabe lembrar que esses resultados

são obtidos sem alteração do escopo das obras atualmente em andamento e também das já

contratadas.

A comparação da figura 4.5, acima, é feita a seguir frente a (1 a 3): (1) Geração (Wh)

efetivamente ocorrida em 2013; (2) Potência instalada (W) prevista no PDE 2022; e (3) Potência

instalada (W) prevista no PNE 2050:

(1) Geração (Wh) efetivamente ocorrida em 2013: 79,3% de participação de renováveis - R

(vide figuras 2.14 e 2.16 no capítulo 2), frente aos 96,44% de R, neste estudo prospectados

para 2050.

(2) Potência instalada (W) prevista no PDE 2022: 85,8% de participação de R (vide tabela 3.1

no capítulo 3), frente aos 96,44% de R, neste estudo para 2050.

(3) Potência instalada (W) prevista no PNE 2030: 82,3% de participação de R (vide tabela 3.4

no capítulo 3), frente aos 96,44% de R, neste estudo para 2050.

Verifica-se em (1 a 3) acima, que o ganho de participação de R se confirma frente a todos

cenários comparados.


4.5.2. Emissões de GEEs e Consumo de Óleo Combustível Evitados

Entende-se que todas as fontes de produção de energia elétrica, sem exceção, apresentam algum

grau de emissão de GEEs. Quer em razão da análise de ciclo de vida – ACV, que os

componentes das usinas carregam em si, quer pela fase das obras de implantação.

Na fase de operação, considera-se a situação mais potencialmente emissora, a das UTEs

movidas pela queima de combustíveis fósseis (para as UTEs renováveis, entende-se um balanço

quase nulo de emissões, em razão do ciclo de absorção de carbono – fotossíntese, de suas

biomassas). A relação de participação na expansão das UTEs fósseis é vista a seguir por meio

da figura 4.6; com percentuais calculados a partir da tabela 4.12:

25,9249 TWh / ano 25,9249 TWh / ano

Participação relativa à produção total atual: Participação relativa à produção total em 2050:

3,7182 % 1,7984 %

Figura 4.6 – Participação das UTEs fósseis na expansão.

Fonte: elaboração própria. Nota: em ambos cenários estão incluídos os valores referentes ao escopo das obras

atualmente em andamento e também das já contratadas.

A figura 4.6 torna óbvio que a participação, das UTEs fósseis, diminui, em relação ao sistema

por inteiro, porque não há expansão de sua produção.

A partir da figura 4.6, levantando-se um comparativo para uma possível situação em que as

UTEs fósseis tivessem sua expansão calcada em igual relação com a expansão do sistema por

inteiro, obtém-se terem-se evitados 27,6749 TWh / ano, em 2050, a partir dessa fonte (25,9249

x 3,7182 / 1,7984 – 25,9249).

Considerando–se o valor médio (gás, carvão e óleo) de 0,9 kg / kWh (WITTMANN, 2010),

como emissão de carbono equivalente – CE, pela queima nas UTEs fósseis, resulta uma massa

Atual 2050


da ordem de 24,9 milhões de toneladas de CE evitadas de se emitir à atmosfera (0,9 x

27,6749 x 108 / 1.000), no ano base 2050.

Por outro lado, considerando-se que o valor específico, médio, de consumo de unidade de óleo

combustível por unidade de energia elétrica produzida, é de 0,38 m3 / MWh; e considerando-se

também que a participação do óleo combustível na composição percentual da produção total

das UTEs representou 23,876%, em 2013, segundo dados apurados do BEN (2014); resulta

dessa relação um volume da ordem de 2,5 milhões de m3 de óleo combustível evitados do

consumo (0,38 x 0,23876 x 27,6749 x 105), no ano base 2050. Montante que para o

planejamento integrado dos recursos energéticos do país, por inteiro, passaria a estar disponível

para aplicação no suprimento de outros segmentos. Utilizando fatores de conversão do

ANEEL (2008); em unidades de barril de petróleo, esse montante disponibilizado corresponde

a 15,7 milhões de barris de petróleo (2,5 x 105 / 0,158987); e em unidades de tonelada

equivalente de petróleo – TEP, corresponde a 237.961 TEPs (27,6749 / 11,63 x 10-6).

4.5.3. Relações Obtidas entre as Diferentes Fontes em Ambos Cenários

Com dados extraídos das tabelas 4.3 e 4.12, a seguir a figura 4.7 apresenta um comparativo das

composições, da matriz de produção – TWh, existente (em operação, em construção e

contratadas), com a matriz, neste estudo, obtida para 2050.

UHEs 76,35% UHEs 55,53%

EOLs 8,44% UTEs R 16,92%

UTEs R 7,85% EOLs 12,08%

UTEs F 3,72% SOLs 11,91%

UTNs 3,64% UTEs F 1,80%

SOLs 0,003% UTNs 1,76%

MARs 0,004%

Ʃ Fontes renováveis 92,64% Ʃ Fontes renováveis 96,44%

Figura 4.7 – Comparativo entre a matriz de produção (Wh) atual e de 2050.

Notas: Atual inclui em operação, em construção e contratadas. UHEs incluem PCH e repotenciação. UTEs R =

renováveis. UTEs F = fósseis.

Atual

697,25

TWh

2050

1.441,56

TWh


4.5.4. Relações entre os Custos de Produção Atuais e os Resultantes

Fazendo uso das relações percentuais da figura 4.7, é possível traçar um comparativo dos custos

de produção para ambos cenários – o existente e o projetado.

Para a monetização são utilizados dados extraídos do ANEEL (2008), com complementações e

adequações (1 e 2):

(1) Entendem-se os dados do ANEEL (2008) (em R$ [2008]), como não imperativamente

necessários de correção monetária, em razão de existência de curva de aprendizado com taxa

de progresso crescente, o que significa preços decrescentes, ao longo do tempo, nos preços

efetivados nas contratações posteriores a 2008, via os leilões de fornecimento realizados desde

então, fator que, em ordem de grandeza, na prática, compensa, ou mesmo supera, essa correção.

Essa constatação foi levantada de diferentes estudos, pesquisados, que convergem nesta

conclusão. Outros dados referentes a valores médios pesquisados, mais recentes, encontrados

até 2011, deixaram de ser priorizados, por disponibilizarem médias finais sem distinção das

parcelas referentes a energia nova11 e energia velha, diferenças estas capazes de distorcer as

médias a serem obtidas.

(2) Aos valores adotados (os existentes tabulados no ANEEL (2008)), foram promovidas duas

adequações. A primeira foi inserir valor não existente, referente à fonte SOL. Esse dado foi

extraído do preço de referência – preço teto, aprovado, em 26 de agosto de 2014, pela ANEEL

para o leilão nº 6 / 2014 – A5, agendado para outubro de 2014, base oficial mais recente,

disponível, com inclusão da fonte solar, e no qual figura acentuado número de propostas de

SOLs já apresentadas e submetidas à EPE para análise, ao contrário do anterior, para essa fonte,

que não apresentou propostas. A segunda adequação foi utilizar para a fonte EOL, também o

preço de referência no leilão nº 6 / 2014 – A5, em razão do expressivo ganho de taxa de

aprendizado, significando preço real atual, substancialmente a menor, do que o tabulado no

ANEEL (2008).

11 Energia nova é a energia – Wh que é comprada por meio dos leilões de energia elétrica, sendo produzida por usinas recém-construídas – de qualquer fonte. A diferença para a chamada energia velha são os investimentos para a sua construção e entrada em operação, os quais ainda não foram amortizados – pagos, o que torna a energia nova mais cara que a energia velha. A ANEEL e a CCEE fazem leilões para os dois tipos de energia. A energia velha, por sua vez, possui os investimentos para a sua construção e entrada em operação, amortizados – pagos, o que torna a energia velha mais barata que a energia nova.


A tabela 4.13, a seguir, apresenta os resultados obtidos:

Tabela 4.13 – Relações entre custos de produção atuais e resultantes em 2050.

Fonte R/N Custo

médio de

produção

Matriz de produção atual Matriz de produção

prospectada para 2050

Participa//

na matriz

de

produção

Custo médio

ponderado

resultante

Participa//

na matriz

de

produção

Custo médio

ponderado

resultante

(R$ / MWh) (%) (R$ / MWh) (%) (R$ / MWh)

UHEs R 118,40 76,35 90,40 55,53 65,75

UTEs fósseis N 245,35 3,72 9,13 1,80 4,42

UTEs renováveis R 101,75 7,85 7,99 16,92 17,22

UTNs N 138,75 3,64 5,05 1,76 2,44

EOLs R 137,00 8,44 11,56 12,08 16,55

SOLs R 137,00 0,003 0,0041 11,91 16,32

MARs R 118,40 0 0 0,004 0,005

Totais resultantes - - 100 124,13 100 122,70

Fonte: Elaboração própria. Nota: UHEs incluem PCHs e repotenciação.

O comparativo de custos de produção, apurado na tabela 4.13, acima apresentada, indica que é

possível prospectar uma matriz futura de produção de energia elétrica, calcada na não

ampliação das fontes fósseis e das fontes potencialmente emissoras de GEEs, sem se

incorrer em aumentos nos custos de produção, ou até mesmo vindo a reduzi-los. (Neste

estudo, R$ 124,13 / MWh = custo médio ponderado para o cenário atual; contra R$ 122,70 /

MWh = custo médio ponderado para o cenário prospectado no ano base 2050).

Em complemento, Teske et al (2010) salientam que, no futuro, à medida em que as emissões

de GEEs venham a ser valoradas e internalizadas nos processos produtivos, o uso de

combustíveis fósseis tornar-se-á relativamente mais caro, não apenas pela valoração, ma pela

tendência de mercado e oferta/demanda.


4.5.5. Sustentabilidade Passível de Ser Obtida

Não é encontrada na literatura uma definição quantitativa, normalmente aceita, aplicável como

métrica, para índices de sustentabilidade12. A seguir aplicam-se duas óticas qualitativas de

avaliação. A partir do conceito de “entropia”, apresentado no apêndice A; e a partir do conceito

de “premissas fundamentais”, apresentado no capítulo 1.

4.5.5.1. Pela Ótica da Entropia

Embora a entropia represente uma grandeza das ciências exatas, sua aplicação nas ciências

humanas e sociais – mesmo na economia – ainda não é encontrada devidamente definida

quantitativamente13. Do ponto de vista qualitativo tem-se, como exposto no apêndice A, que a

entropia do planeta sempre aumenta, nunca diminui, e que a biosfera se mantem graças à

liberação, de excesso de entropia, para o cosmos, cujo limite de capacidade de liberação não é

ainda devidamente comensurado.

Tronconi et al (1991) estabelecem quatro situações de transformação aplicáveis à avaliação

termodinâmica do binômio energia & entropia (1 a 4)14:

(1) Liberação de energia, com aumento de entropia (combustão, digestão dos alimentos, fissão

nuclear, explosão, ...).

12 Uma proposição, por este autor conhecida, que reúne o tripé da sustentabilidade (ambiental, social e econômico) seria por emergia, de Odum (1996), já citada no capítulo 1. Ocorre que não está reunido neste estudo, um completo compêndio de dados – econômicos, sociais e ambientais, que seriam necessários para uma correta contabilização emergética. Este levantamento exigiria um hercúleo estudo à parte, das fases de implantação e de operação dos empreendimentos de produção. Para o cenário 2050, eles sequer existem no presente. Por outro lado, dados secundários de outros autores, referentes a fatores de transformidade – Tr, já obtidos, que são os definidores da unidade comum que permite a contabilização (joule de energia solar – sej), e que poderiam ser usados para uma extrapolação ao cenário futuro, não foram encontrados completos para as diferentes fontes de produção de energia elétrica, e nem em mesma base de tempo e de localidade. 13 A literatura apresenta proposições, em desenvolvimento, alicerçadas em entropia. Carvalho (2011) propõe uma metodologia para estabelecer uma definição quantitativa de sustentabilidade estruturada nos princípios de mínima e máxima produção de entropia, e delinear uma forma de organizar as diferentes fontes e tipos de energia. Com base nisso, produzir um Índice de Sustentabilidade Ambiental, ligado a indicadores estatísticos existentes de desenvolvimento humano, e, assim, chegar a um Índice de Desenvolvimento Humano Sustentável, o que seria positiva ou negativamente influenciado por parâmetros ligados à sustentabilidade e qualidade de vida ambiental. A apuração desse narrado Índice de Desenvolvimento Humano Sustentável, exige esforços de organizações globais, e ainda não é encontrada existente. 14 Os exemplos são, também, de Tronconi et al (1991).


(2) Liberação de energia, com diminuição de entropia (resfriamento, liquefação,

solidificação).

(3) Absorção de energia, com aumento de entropia (aquecimento, liquefação e vaporização).

(4) Absorção de energia, com diminuição de entropia (metabolismo das plantas e dos animais,

síntese dos polímeros, ...).

Em função da postulação apresentada, acima, em (1 a 4), resulta que a expansão prospectada

neste estudo tende a diminuição participativa da entropia, pela não expansão da combustão

das UTEs fósseis, e pela expansão das UTEs a biomassa, o que favorece a busca de

desenvolvimento sustentável.

4.5.5.2. Pela Ótica dos Princípios Fundamentais

Das postulações de Daly (1991) e Odum (1996), foram eleitas no capítulo 1, três princípios

fundamentais para busca de sustentabilidade (1 a 3):

(1) O uso, dos recursos renováveis – R, não deve superar as suas capacidades de renovação.

(2) A velocidade, de uso dos recursos não renováveis – N, não deve superar a velocidade de

desenvolvimento dos recursos renováveis.

(3) A emissão de poluentes não deve superar a capacidade de absorção do meio ambiente.

Em função da postulação apresentada, acima, em (1 a 3), resulta que a expansão, neste estudo,

prospectada, conduz ao aumento do uso das fontes renováveis, e diminui relativamente (%)

a pressão ambiental e a emissão de GEEs, o que favorece a busca de desenvolvimento

sustentável.

Neste capítulo prospectou-se um cenário de demanda de energia elétrica para o cenário de 2050;

e a partir dele uma matriz de produção capaz de equilibrar o balanço de cargas, baseada em

menores participações de emissões de GEEs e de consumos a partir de fontes fósseis, fatores

definidos em capítulos anteriores, complementados pelos apêndices, e aqui avaliados, como

premissas para um sistema elétrico futuro mais sustentável.

A seguir, passa-se a estudar os principais caminhos necessários para que se possa atingir o

alinhamento projetado.

Capítulo 5 – Estratégias para Transição ao Cenário mais Sustentável 119

5. ESTRATÉGIAS PARA TRANSIÇÃO AO CENÁRIO MAIS SUSTENTÁVEL

Visa-se neste capítulo identificar os fatores necessários de se implementar para que se transite

em sentido a um cenário mais sustentável, tal como o prospectado, na obtenção de energia

elétrica, até 2050.

A expansão prospectada promove, além dos benefícios apresentados, descentralização da

produção. Em razão de maior número de diferentes unidades de produção em menor escala por

unidade, localizadas em diferentes locais. Essa descentralização representa aspectos positivos,

mas implica na necessidade de ajustes para estruturação do sistema.

5.1. Principais Aspectos Obtidos e Ajustes Necessários

Principais Aspectos Positivos

• Menor participação relativa (%) das fontes fósseis e das emissões de GEEs, conforme

apresentado.

• Menores perdas técnicas por efeito joule. Em razão do maior número de unidades de

produção, próximas aos centros de consumo; ao contrário do sistema atual, centralizado em

grandes UHEs, em maioria, distantes dos centros de consumo.

• Menor sujeição a transientes atmosféricos. Em razão do menor percurso da carga resultante.

• Menor dependência de anomalia em uma única fonte com carga representativamente alta.

Principais Ajustes Necessários à Estruturação do Sistema

• Expansão das fontes EOLs, SOLs e UTEs acompanhando a expansão das UHEs, afim de

promover complementação sazonal da produção, e desta forma manter a estruturação do

sistema.

• Implementações técnicas, operacionais e normativas, afim de que a diversificação das

fontes possa se acentuar, tal como prospectado. E integração da produção em baixa escala


– chamada de micro ou mini produção distribuída – ao SEB, sem o que não se obtém

estruturação do sistema.

5.1.1. Estruturação do Sistema

No que se refere à complementação sazonal e à estruturação do sistema, a seguir a figura 5.1

apresenta o cruzamento mensal das curvas características de afluência de energia natural

hídrica, de produção eólica, e de períodos de safras de cana de açúcar:

Bagaço de cana da safra Bagaço de cana da safra Bagaço

da região nordeste da região centro-sul nordeste

Jan Fev Mar Abr Mai Jun Jul Ago Set Out Nov Dez

UHEs: energia natural afluente – ENF, média mensal de 2001 a 2013

EOLs: produção efetiva, média mensal de 2007 a 2013

Bagaço de cana: produção efetiva, média mensal de 2010 a 2013

Figura 5.1 – Curvas entre energia afluente (UHES), produção efetiva de EOLs, e de bagaço de

cana.

Fonte: Elaboração própria a partir de apuração de dados do Banco de Informações da Geração (ONS, 2014), da

Embrapa, e do Boletim de Conjuntura Energética da EPE (EPE-NT, 2013).

100%

80%

60%

40%

20%

0%


Na elaboração da figura 5.1, acima, foram utilizados (1 a 3): (1) Para a curva das UHEs, foi

levantada a energia natural afluente1 – ENF, em dados históricos mensais referentes ao período

de 2001 a 2013, com valores em2 W médios, transformados em percentuais, a partir da

equivalência, do maior valor em cada período anual apurado, a 100%. (2) Para a curva das

EOLs, foi utilizado o mesmo método, com levantamento da produção efetiva, em dados

históricos mensais referentes ao período de 2007 (ano mais antigo disponibilizado pelo ONS)

a 2013. (3) Para a curva do bagaço de cana, foi utilizado o mesmo método, com levantamento

da produção efetiva (a partir de valores em toneladas), consideradas duas safras anuais (regiões

nordeste e centro-sul), em dados históricos mensais referentes ao período de 2010 a 2013.

A figura 5.1, apresentada, permite visualizar que os meses de período seco das UHEs (menor

produção) coincidem com os meses de maior produção eólica, o que diminui a sazonalidade ao

nível do sistema; e que as safras de cana disponibilizam biomassa ao longo do período anual,

consideradas as duas safras anuais, a da região nordeste e a do centro-sul. Estes fatores,

conjugados, permitem estruturação – balanceamento3 sazonal da oferta – do sistema. Corrobora

ainda, a estratégia de formação de portfólio para armazenamento4 máximo5 de energia natural

afluente durante o período úmido, para utilização no período seco, conforme explanado no

apêndice B.

No entanto, ao longo da trajetória de expansão futura, para que essa estruturação seja obtida e

mantida, é necessário, como já citado, que as demais fontes de produção acompanhem a

expansão das UHEs. Os principais fatores influentes nesse equilíbrio, são vistos a seguir.

1 ENF. Energia elétrica que pode ser produzida a partir das vazões naturais afluentes aos reservatórios de UHEs. Os valores são expressos em MW médios ou em percentual da média histórica de longo termo. 2 W médio (símbolo: Wmed). Corresponde à carga (Wh) média de energia de dado sistema em dado período. W médio = Wh / (número de horas do período). 1 Wmed / ano = 8.760 Wh / ano. 3 Quando indisponível a partir de uma fonte, a oferta de energia elétrica é compensada por outra fonte, momentaneamente, mais favorecida. 4 Energia armazenada é a quantidade de energia contida em dado reservatório hidroelétrico, expressa em percentual do volume máximo de armazenamento de água desse reservatório, em combinação com a(s) usina(s) à sua jusante. Tomando a capacidade máxima desse conjunto em Wh, é possível saber quantos Wh poderiam ser produzidos com o percentual de armazenamento existente, em dado momento. 5 A partir de programação antecipada da insuficiência das UHEs, as demais fontes podem ser despachadas em mérito de prioridade – antecipadas – assim assegurando – acumulando – ao máximo possível o estoque – armazenamento – de energia natural afluente – água – das UHEs.


5.2. Implementações Técnicas, Operacionais e Normativas Aplicáveis

Benedito; Zilles (2011) elaboraram estudo, questionando a falta de aceleração na aplicação

distribuída da fonte solar, no qual reuniram, a partir do estudo elaborado e de outros dois

anteriores, os principais fatores necessários de serem trabalhados, afim de que a aceleração seja

alcançada junto ao sistema de distribuição de energia elétrica. Vêm-se esses fatores como

barreiras comuns à aceleração de outras fontes. Eles são sintetizados a seguir (1 a 7):

(1) Falta de regulamentação específica. A entrada em operação de micro geradores

distribuídos, com potência até 5 MW, anteriormente autorizada para as fontes térmica e hídrica,

foi estendida para as demais fontes, por meio da Resolução Aneel nº 390/2009. Há falta de

regulamentação específica, o que tem desestimulado os interessados (i a iv): i) limite de

potência de conexão em baixa tensão; ii) requisitos mínimos de segurança e qualidade da

energia produzida; iii) operacionalizar a comercialização da energia oriunda da micro geração;

iv) viabilizar financeiramente a implementação dos sistemas de medição.

(2) Ausência de padrão de conexão. As concessionárias estabelecem os pontos de conexão,

bem como suas normas de conexão, sob critérios próprios, e não uniformizados para com outras

concessionárias – critérios redundantes e desnecessários no entender de Benedito; Zilles (2011),

o que desestimula o processo. Quando do estudo dos autores, a Associação Brasileira de

Normas Técnicas – ABNT, desenvolvia norma6 com padronização específica a ser aplicada.

(3) Dificuldade de medição da energia produzida. Os produtores de menor porte dispõem de

medidores homologados para registrar o fluxo da rede para o estabelecimento, e não em sentido

inverso. Pela legislação atual, a reversão configura fraude. Benedito; Zilles (2011) apontam a

existência de casos de notificações de concessionárias a micro geradores, por terem transmitido

à rede, mais energia do que consumiram. Esse problema deve ser eliminado com a introdução,

já em curso, de medidores eletrônicos capazes de medição nos dois sentidos e de leitura remota.

É prevista a implementação de 60 milhões desses novos medidores, em horizonte de dez anos.

(4) Dificuldade de gestão de muitos subsistemas operando em paralelo com a rede. A

possível massificação de micro geradores preocupa as concessionárias, por possíveis distúrbios

6 Cabe lembrar que as normas da ABNT não têm força de Lei, o que não obriga as concessionárias a deixar de seguir suas normas próprias e ou alterá-las.


advindos, de difícil previsão e controle, a exemplo de energia de má qualidade. Também se

questiona a quem caberia o custo de novos investimentos no reforço da rede e treinamento de

pessoal atuante. Para Benedito; Zilles (2011), mais estudos técnicos têm de ser desenvolvidos

visando a gestão da rede de distribuição condicionada à figura dos novos entrantes. Os autores

salientam que a experiência internacional tem demonstrado ser perfeitamente viável a operação

em paralelo.

(5) Necessidade de licença ambiental para registro. A Resolução nº 390/2009 exige Licença

Ambiental para registro de centrais de capacidade reduzida. De acordo com Benedito; Zilles

(2011) há polêmica e morosidade e incongruência nas exigências e concessões, nestas até com

respostas negativas, ao ponto de nova redação, específica, estar sendo elaborada.

(6) Repasse, à tarifa, limitado a um valor de referência. Por força da legislação vigente, as

concessionárias só podem repassar à tarifa dos consumidores, valores até o limite de um valor

de Referência – VR. Conforme Benedito; Zilles (2011), por ser o VR inferior aos atuais custos

de produção das fontes alternativas, resulta-se em relutância das concessionárias na compra

desse tipo de energia.

(7) Indefinição sobre mecanismos de incentivo. Internacionalmente, programas de sucesso se

impulsionaram por meio de (i e ii): i) pagamento de Feed-in – tarifas prêmio, mediante

remuneração aos produtores acima do custo da produção da energia, com repasse à tarifa dos

consumidores, exceto os e baixa renda, e; ii) Implantação de Netmetering – acúmulo de créditos,

por parte do produtor, em dado período, para abatimento de consumo em outro período. Para

Benedito; Zilles (2011), este mecanismo (netmetering) parece ser, por si, suficiente para

acelerar a expansão da fonte solar, o que se entende extensível às demais fontes. A figura 5.2,

a seguir, ilustra a configuração, à rede pública, de uma SOL residencial, em sistema de

netmetering:


Figura 5.2 – SOL conectada em netmetering à rede pública de distribuição.

Fonte: Benedito; Zilles (2011).

Na figura 5.2, acima, o conjunto gerador/inversor7 e o conjunto de proteção estão conectados

ao quadro geral da instalação. Um sensor de dados de irradiação e temperatura está acoplado

ao arranjo de módulos. O medidor eletrônico registra os fluxos em sentidos convencional e

reverso. Os dados do sensor, do inversor e do medidor podem ser monitorados remotamente

via o Sistema Global para Comunicação Móvel (Global System for Mobile Communication –

GSM).

Um específico fator – o dos medidores eletrônicos – que, conforme o apresentado, atua como

barreira à inserção de auto produtores e geração distribuída, é tratado a seguir.

5.2.1. Implementação de Redes Inteligentes – Smart Grids

À medida em que se aumenta o número de variáveis que são introduzidas em dado sistema

elétrico, a exemplo do ilustrado na figura 5.2, na qual um dado ponto da rede pública não apenas

fornece, mas também é suprida por energia elétrica, de um auto produtor, aumentam, em

paralelo, as complexidades de controle operacional, e as oportunidades de novas modelagens

de negócios. A título de exemplo de variável interagindo no controle operacional, uma

7 Inversor, ou inversor de frequência, ou ondulador, é um dispositivo elétrico, ou eletromecânico, destinado a converter um sinal elétrico em corrente contínua – CC, para um sinal elétrico em corrente alternada – CA. Realiza o papel inverso de um retificador, este convertendo de CA para CC.


constatação, no presente existente, pode ser apresentada pela operação das linhas de energia

elétrica que alimentam o sistema de trólebus na capital paulista, onde a concessionária de

energia foi conduzida a fazer uso de uma base operacional especificamente dedicada a esse

sistema. Exemplo, de novas oportunidades de negócio, pode ser formulado pelas distribuidoras

de energia vindo a oferecer planos personalizados de tarifa, tal como atualmente o fazem as

concessionárias de telefonia, para os consumidores, por meio dos seus perfis de consumo.

No conjunto do sistema elétrico do país, o esperado aumento de variáveis é estimado como de

acentuação: tipos de fontes de produção, produção e armazenamento distribuídos, números e

locais de pontos de conexão, relações entre entradas e saídas de carga na rede, perfis de clientes,

novas tendências de uso – como a inserção dos veículos elétricos, ... Conjunto de elementos

variáveis que conduzem à citada complexidade operacional. Da mesma forma, estas alterações

conduzem, como já citado, também a novas modelagens nas relações entre fornecedores e

consumidores – oportunidades. A exploração de novas oportunidades pode significar aumento

de benefícios para ambas as partes – conforme é ditado pela Teoria dos Jogos8.

A implementação, nas redes elétricas, de equipamentos dotados de inteligência computacional,

destinados, principalmente, à automação, simplificação de controle operacional, e

disponibilização de informações on time e on line (em tempo real e a diferentes usuários) é

tratada, genericamente, pela implementação de smart meters (medidores inteligentes) e smart

grids (redes inteligentes).

Definição. Embora diferentes autores apresentem definições próprias para smart grid, de forma

geral pode-se entende-la como a aplicação de Tecnologia da Informação – TI, no sistema

elétrico, de forma a integrar dados, informações, controles, operadores e usuários. Os

equipamentos, genericamente sensores, medidores e atuadores, digitais, controlam e informam

parâmetros significativos para os quais tenham sido projetados e programados, a exemplo de

ocorrências sobre tensão, corrente, conexão, sentido do fluxo, etc.

No entender da International Energy Agency – IEA (Agência Internacional de Energia) (IEA,

2011):

8 Ramo da matemática. Existe desde a década de 1930, e que ganhou proeminência na década de 1990, a partir do trabalho de John Nash, pesquisador da universidade de Harvard e Prêmio Nobel. O princípio é de que jogadores – negociadores – podem eleger estratégias de ação onde mais mutuamente saiam ganhando – negociações ganha-ganha. Empresarialmente tem sido utilizada na análise de melhores resultados passíveis de serem obtidos das relações comerciais – concorrência e cooperação – entre clientes e fornecedores.


“O uso, de redes inteligentes e contadores inteligentes, trará uma mudança fundamental no relacionamento entre clientes e fornecedores de energia. Grandes quantidades de dados detalhados dos clientes ficarão disponíveis, e fornecedores de energia serão capazes de controlar as condições de serviço a um grau sem precedentes. Para essas mudanças serão necessárias novas políticas para regular o uso de dados dos clientes e proteger os consumidores de impactos adversos. As redes inteligentes e contadores inteligentes também criarão enormes benefícios econômicos habilitando os consumidores a controlar suas contas de energia, melhorando como os mercados de eletricidade operam, e adiando ou reduzindo investimentos em picos de geração cara. As redes inteligentes e medidores inteligentes permitirão aos clientes entregarem e beneficiarem-se de menores custos de energia elétrica. A concretização deste potencial, no entanto, vai exigir novas políticas que criem e incentivem clientes mais inteligentes” (tradução literal por este autor).

As experiências internacionais indicam que smart grids foram inicialmente introduzidos nas

operações de despacho de energia, daí se expandindo para as demais automações em sistemas

elétricos. A aplicação é presente principalmente em países da Unidade Europeia – EU e nos

EUA, neste, já, regulamentada em forma de Lei.

No Brasil, o assunto não se encontra afinado e as discussões vêm sendo tímidas. Há

informações9 de que a ANEEL vem estudando mudanças na área de medição do consumo, com

implantação de smart grids no território nacional. Uma barreira, atual, é representada pelo custo

aquisitivo. A substituição de medidores convencionais por eletrônicos de ciclo reversível –

smart meters, é estimada entre US$ 150 a US$ 450 por cliente, conforme a configuração do

equipamento para o qual se opte, segundo mínimos e máximos apurados de diferentes analistas.

Em contra partida, os ganhos estimados a serem obtidos seriam, para o setor residencial, da

ordem de 10% a 15% de economia no consumo.

Estima-se que a implementação de smart grids, para um sistema elétrico descentralizado tal

como neste estudo prospectado, seria necessária para um horizonte de por volta de 2020,

considerada a esperada inserção de VEs puros e híbridos (WITTMANN; BERMANN;

WITTMANN, 2013).

A figura 5.3, a seguir, ilustra uma configuração residencial de smart meter integrada à

autoprodução, e consumo ou fornecimento opcionais da, e para, a rede pública.

9 IX Congresso Brasileiro de Planejamento Energético, Florianópolis, 2014.


Figura 5.3 – Integração de smart meter residencial.

Fonte: Montagem a partir de catálogo comercial, de 2013, da fabricante norte americana Texas Instruments

Incorporated. Nota: À esquerda concepção artística das instalações; à direita diagrama de blocos do smart meter.

Na configuração ilustrada na figura 5.3, acima, o smart meter atua como medidor e controlador.

A rede elétrica pública, as fontes de produção interna (EOL e SOL) e os equipamentos

domésticos de consumo, são operados e controlados em tempo real, com as informações sendo

disponibilizadas por meio de Internet – rede global de comunicações, e por meio de intranet –

rede doméstica de comunicações.

Um outro fator, não menos importante, necessário para aceleração das fontes complementares

de produção de energia elétrica, diz respeito à operacionalização de suas competitividades; o

que é visto a seguir.

5.2.2. Internalização do Uso da Água e das Emissões de GEEs.

Conforme é explanado no apêndice B, no Brasil, a energia elétrica que alimenta o SIN, é

controlada por critério de Despacho Econômico – DE, operado pelo ONS. Resumidamente, o

DE significa o sistema de controle, pelo ONS, da produção de energia elétrica no país.

Determina quais usinas de cada fonte devem produzir energia e por qual período. O objetivo é

o chamado “Despacho econômico”, ou “Despacho ótimo” (1 e 2): (1) UTEs operam em regime

de complementação às UHEs e com retardo no acionamento. (2) Capacidade de suprimento de

toda demanda do país pelo menor custo.

O método não engloba as externalidades socioambientais incidentes. Estudo de Wittmann;

Bermann (2014), aponta tratar-se de deficiência que favorece setores eletrointensivos, freia o


desenvolvimento de fontes complementares e não se alinha com a busca de desenvolvimento

sustentável para o país.

Os autores descrevem que o DE considera o custo monetário de produção. Da economia, ou

seja, sem incluir outros custos associados cabíveis, que são as externalidades existentes – os

custos sociais e ambientais. Resultando na operação de diferentes usinas, sem agregação dos

custos individuais de externalidades, a cada uma delas associados. Com consequências graves.

Porque (1 e 2):

(1) Esses custos associados, apesar de existentes, ficam sem repasse aos grandes

consumidores – basicamente o segmento da indústria eletro intensiva de extração e

transformação; evidentemente resultando em favorecimento a uma classe sumamente

exportadora de commodities de baixo valor agregado, em detrimento de todo restante da

sociedade brasileira, a quem permanece o ônus gerado por essa produção – grave injustiça

social. Na prática, os custos associados ficam sem repasse, conforme citado, porque há dois

mercados distintos de comercialização de energia elétrica. Os grandes consumidores possuem

a opção de negociar livremente seus preços, junto às concessionárias produtoras, no Ambiente

de Contratação Livre – ACL; diferentemente da população, em geral, sujeita às tarifas fixas

impostas por meio do Ambiente de Contratação Regulada – ACR.

2) O engodo, no despacho econômico, por favorecer custo menor irreal, rouba da sociedade

brasileira a pró-atividade de desenvolver as fontes renováveis complementares – em especial,

eólica e solar, hoje ainda sem propícia competitividade - curva de aprendizado.

O estudo de Wittmann; Bermann (2014) indica que duas principais externalidades deveriam ser

internalizadas. (1 e 2): 1) o uso da água, e 2) a emissão de GEEs. Elas estão diretamente ligadas

às grandes preocupações atuais – água e emissões.

5.2.2.1. O Uso da Água

Viana; Parente (2010), esclarecem que:

“Nos modelos computacionais utilizados na operação do SIN os empreendimentos hidráulicos, e a maioria dos demais empreendimentos de fontes renováveis, são considerados com CVU10 igual a zero. Os empreendimentos termoelétricos são considerados nestes mesmos modelos com CVUs que representam basicamente o custo de combustível e de operação/manutenção para geração de 1 MWh acima da geração

10 CVU = Custo Variável Unitário (de cada empreendimento de produção de energia elétrica).


inflexível11. Essas informações de cunho comercial/econômico dos empreendimentos são adicionadas a um conjunto de informações físicas do SIN – carga estimada, previsão de afluências nas diversas bacias hidrológicas, características físicas dos sistemas de transmissão e distribuição, entre outras. Em conjunto elas determinam os empreendimentos que serão despachados, observando que dada essas características, visa-se maximizar a geração de fontes renováveis com CVU igual a zero” (referências adicionadas por este autor).

O texto citado de Viana; Parente (2010) deixa claro que as UHEs são favorecidas no cômputo

do DE, pelo CVU com valor zero. Se a internalização fosse feita, passaria a haver melhor

competitividade dos custos de operação das UHEs, para com as fontes SOLs e EOLs, a

estas favorecendo aceleração da aplicação. Cabe lembrar que da aceleração da aplicação

advém consequente redução de custo, representada pela taxa de progresso que se obtenha de

sua curva de aprendizado.

Que o uso da água – por seus aspectos de usos múltiplos – deva ser cobrado, não há dúvida, a

própria ANEEL, nesse reconhecimento, faz uso de taxa chamada de “Compensação Financeira

pela Utilização de Recursos Hídricos” – CFURH. A questão, como já exposto, é que ao ser

cobrada de forma não internalizada, culmina na prática, em favorecer o ACL, e o DE das UHEs.

No estudo de Wittmann; Bermann (2014), é sugerido que a internalização seja monetizada por

meio de apuração de custo de oportunidade12, ou pelo próprio valor praticado na CFURH.

5.2.2.2. As Emissões de GEEs

As preocupações com as emissões de GEEs estão explanadas no apêndice A, por meio de

fundamentos da termodinâmica. Em uma só frase, trata-se de uma busca global no sentido de

estabilização das concentrações de GEEs na atmosfera, sem o que, corre-se o risco de

comprometer a biosfera do planeta.

Na produção de energia elétrica, a principal fonte emissora, é considerada como representada

pelas UTEs. O que vem a ser uma verdade parcial. No estudo de Wittmann; Bermann (2014),

é demonstrado que UHEs podem emitir quantidades de carbono equivalente – CE, até

11 Geração inflexível. No Brasil, as UTEs podem optar por dois tipos de operação: inflexível e flexível. As UTEs inflexíveis são aquelas cujos contratos de combustível são do tipo take or pay (o comprador paga ao fornecedor dado preço por dada quantidade, previamente contratados, incidindo dada “multa” sobre quantidade não consumida; tal expediente é utilizado principalmente no suprimento de gás e biomassa). Estas UTEs permanecem despachadas, com produção constante, durante o suprimento contratado. Incluem-se, também, na inflexibilidade as UTNs, estas em razão, não de suprimento, mas dos inconvenientes técnicos de suas paradas. 12 Custo de Oportunidade. Método – da economia, não da contabilidade – que considera as diferentes opções de aplicação, na economia, de um determinado recurso.


superiores às de UTEs, por unidade de energia elétrica – Wh, produzida, cabendo levantamentos

caso a caso.

A internalização das emissões, viria a significar, semelhantemente ao caso da internalização do

uso da água, maior paridade dos custos de operação das UTEs e das UHEs, para com as

fontes SOLs e EOLs, a estas favorecendo aceleração da aplicação, e por consequência da

aceleração da aplicação, sequente redução de custo, representada pela taxa de progresso que se

obtenha da curva de aprendizado.

No estudo de Wittmann; Bermann (2014), é sugerido balizar a monetização por meio de valores

médios praticados no mercado internacional de crédito de carbono.

5.2.3. Políticas Tarifárias que Equilibrem Crescimento & Desenvolvimento

Entende-se que em paralelo aos aspectos já apresentados, um importante fator que estará ao

longo do tempo balizando a aceleração das fontes renováveis de energia não tradicionais, a

autoprodução e conjuntamente a descentralização da produção de energia elétrica, será a

política de tarifas públicas que venha a ser implementada pelos futuros gestores

governamentais.

Idealmente com políticas voltadas ao Estado, não ao Governo, alinhando crescimento com

desenvolvimento, favorecendo eficiência e desfavorecendo o desperdício. Nesse tocante,

entende-se como ideal em benefício da sociedade, da economia e do ambiente (1 a 3):

(1) Que as tarifas cumpram seu papel de modicidade tarifária, com tarifas diferenciadas para

diferentes classes sociais e para diferentes classes de consumo, pagando menos por unidade de

energia quem consome menos, e pagando mais unitariamente quem mais consome.

(2) Que as tarifas sejam estáveis em longos períodos e com paridade internacional permitindo

competitividade da economia do país frente ao mercado externo, porem com valores reais, não

artificiais a exemplo do já exposto caso da MP 579, sendo a redução de custos obtida da

eficiência na obtenção e no uso da energia elétrica.

(3) Que as tarifas estimulem resultados favoráveis aos paybacks (tempo decorrido entre o

investimento realizado e o momento no qual o lucro líquido acumulado se iguala ao valor desse

investimento) das análises dos investimentos dos autoprodutores e da geração distribuída a

partir de fontes renováveis de energia.


Fazendo uso das palavras de Teske et al (2010): “criar condições de mercado para as renováveis

é contribuir para o crescimento econômico sustentável, empregos de alta qualidade,

desenvolvimento de tecnologia, competitividade global e liderança industrial e de pesquisas”.

5.2.4. Maior Estímulo à Eficiência Energética

A eficiência energética é definida pela ANEEL como índice que demonstra o quanto da energia

de dada fonte é convertido em utilidade eletromecânica e utilidade calor (ANEEL, 2008).

Energia utilizada frente à energia total. Esse índice pode ser gerenciado por duas óticas: o lado

da oferta, e o lado da demanda. Significa identificar onde ganhos podem ser obtidos na cadeia

de fornecimento - produção, transmissão, distribuição, e usos finais.

No lado da oferta, entende-se que ganhos poderiam ser obtidos pela descentralização da

produção, e por redução das perdas técnicas, estas que foram de 15,9% em 2012, e 15,3% em

2013, e estão previstas para 13,7% em 2050, redução pouco significativa; e distante de sistemas

referenciais de baixo nível de perdas, a exemplo dos EUA com índices de 9 %, e do Japão com

índices de 8 %. Teoricamente o fator mais representativo, para as altas perdas nacionais, seria

o efeito joule, representado pelas longas distâncias entre as grandes UHEs e os centros de

consumo; contudo, no levantamento realizado nos dados do triênio 2011, 2012 e 2013, nos

quais houve queda de participação hídrica – por queda de pluviometria – as perdas técnicas não

acompanharam, em mesma relação, a involução da produção hídrica. Todos esses parâmetros

já foram apresentados e referenciados, indicando que outros fatores agem com maior peso que

o efeito joule, atributivamente falta de modernização e de manutenção nas linhas de

transmissão e distribuição. Fatores portanto, que merecem ser melhor gerenciados, em paralelo

com a expansão da geração descentralizada.

No lado da demanda, os ganhos de eficiência energética podem ser obtidos por progresso

autônomo (iniciativas dos consumidores), ou por progresso induzido (políticas públicas de

estímulo13). Desde 1998 a ANEEL tem desenvolvido ações para busca de eficiência energética,

13 Programas públicos atualmente implementados visando ganhos de eficiência: Programa Brasileiro de

Etiquetagem – PBE; Programa Nacional de Conservação de Energia Elétrica – PROCEL; Programa Nacional de

Racionalização do Uso dos Derivados do Petróleo e do Gás Natural – CONPET; Programa de apoio a Projetos de

Eficiência Energética – PROESCO; Lei nº 10.295/2001 e Decreto n° 4.059/2001 (que determinam a instituição de

níveis máximos de consumo específico de energia, ou mínimos de eficiência energética, de máquinas e aparelhos


com resultados, conforme já apresentado, pouco significativos. O BEN não se estende às

obtenções nos usos finais. No PNE 2030 há inclusão de um Plano Nacional de Eficiência

Energética – PNEf, publicado em 2011, com metas de ganhos de 5% por progresso autônomo,

mais 5% por progresso induzido. E na Nota Técnica Demanda de Energia 2050, há a já citada

previsão de ganho de 18,3%. Valor considerado baixo frente ao potencial passível de ser

obtido no país, conforme convergem diferentes estudos, cite-se Teske et al (2010), este

estimando na ordem de 26%.

Fatores gerais considerados importantes para ganho de eficiência, estão relacionados com o

rendimento dos aparatos eletroeletrônico utilizados, e com a eficiência das edificações – uso

de arquitetura bioclimática visando menor uso de condicionamento térmico.

No setor residencial, um grave problema ainda não solvido é o dos chuveiros elétricos. Nestes,

a eficiência, de transformação de energia elétrica em calor, é elevada, porem os picos

concentrados de demanda máxima implicam em dimensionamento da estrutura do sistema de

fornecimento com aproveitamento maximizado em curtos horários concentrados, o que

logicamente diminui a eficiência do sistema por inteiro. Cabe aporte ao uso de aquecedores

solares e ou combinados a gás.

No setor industrial, um grave problema não solvido é a questão da eletro termia. Utiliza-se em

larga escala calor de processo a partir de energia elétrica, em situações onde caberia o uso direto

de outra fonte, a exemplo do gás, com maior eficiência final, conforme estudo de Fernandes

(2008), dentre outros pesquisadores. Isso afora as situações onde a eletro termia é base para

exportação de commodities – cite-se a indústria de base do alumínio – onde os recursos

utilizados na produção de energia elétrica deixam o país, exportados com baixo valor agregado

– baixa eficiência para o sistema “Brasil” por inteiro, frente aos internacionais, conforme

adverte Bermann (2003). No passado, políticas públicas, privilegiando o uso do gás na eletro

termia, foram inseridas, mas a evolução dos custos tarifários conduziu muitas indústrias a

reverterem seus processos à energia elétrica. Cabe pois, uma política tarifária mais adequada e

estável para longos períodos, conforme visto no tópico anterior. Também relacionado com a

consumidores de energia fabricados e comercializados no país); Portaria Interministerial MME/MCTI e MDIC, nº

1.007/2010 (política de banimento gradativo das lâmpadas incandescentes por faixa de potência).


política tarifária, está o desperdício, este visivelmente presente em todos os setores de

atividade.

Entende-se que, no geral, o uso da energia elétrica deva privilegiar, além de aplicações onde é

praticamente insubstituível – a exemplo de iluminação, saúde, bem estar e comunicações – as

situações nas quais proporcionem elevada eficiência, a exemplo de motorização, onde alcança

valores na ordem de 95%, substancialmente maiores que a partir de outras demais opções.

A seguir, passa-se para as considerações finais do estudo.

Capítulo 6 – Conclusões e Recomendações 134

6. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES

Este capítulo final sintetiza as principais lições aprendidas e apresenta sugestões que podem

ser úteis a outros pesquisadores envolvidos com formação de massa crítica, planejamento, e

formulação de políticas públicas, na área de energia elétrica.

Energia não é algo que se possa “gerar”; ela foi criada em um único instante inicial – Hipótese

do Átomo Primordial. Energia é finita, foi criada em único evento inicial, conservando-se

constante; e o universo evoluindo com aumento de entropia.

A fonte básica de energia da Terra é o Sol. Cinco mil vezes maior que as demais. O planeta

recebe energia do cosmos – primordialmente do Sol – interage essa energia externa com energia

interna que possui e transforma, e por fim emite energia de volta ao cosmos. O planeta se

mantem em equilíbrio graças à proximidade entre os valores dos fluxos de entrada e saída, e

liberação de entropia.

A visão cosmológica da energia apresenta que a estabilidade da biosfera depende do equilíbrio

termodinâmico do planeta. A “vida” existe e se mantém graças a processos que degradam

energia de alta qualidade, o que mantém estável a entropia na Terra, com liberação para o

universo; e o aumento, “às cegas” da entropia, põe em risco os ecossistemas do planeta.

Entretanto, o vivenciado na civilização atual é que em razão de uma economia global baseada

na queima de recursos fósseis, estamos revertendo em três séculos, os ciclos de sequestro de

carbono acumulados ao longo de milhões de anos, com risco de desestabilizar a biosfera. O que

significa um modelo atual e global de crescimento, perverso e insustentável. Uma era marcada

pelo uso inadequado do capital.

No presente constatamos elevação da concentração de gases de efeito estufa na atmosfera, e

alterações climáticas com variações de temperatura e de pluviometria, em algumas regiões

provocando inundações, em outras comprometendo o abastecimento humano e a produção

hídrica de energia elétrica. O quanto estas variações presentes são oriundas de fenômenos

naturais, ou das atividades humanas, é ainda insuficientemente definido, de forma que pelo

princípio da precaução nos cabe-nos divergir do usual e buscarmos transição para um futuro

mais sustentável.


Entre as maiores preocupações, presentes, estão a explotação das reservas fósseis, as emissões

de gases de efeito estufa, e a escassez de água, em suas parcelas consideradas utilizáveis pelos

seres vivos e pelos processos de transformação de energia.

No lado da oferta de energia, a menos que uma tecnologia totalmente nova venha revolucionar

a obtenção de energia, o que não é impossível, mas ainda não passa de abstrata possibilidade –

de forma que pelo Princípio da Precaução não deve hoje ser elencada como solução – as atuais

reservas fósseis estarão se exaurindo – ou exauridas – por volta do final deste século e o

petróleo, hoje base da cadeia econômica, inevitavelmente será objeto de extração mais onerosa

e alvo de disputas geopolíticas, culminando em restrições de suprimento, elevação de preço e

destinação a nichos de aplicação mais nobres que a simples queima, a exemplo da química fina

e dos plásticos de engenharia.

Para a transição a um modelo mais sustentável, a partir desse prisma, no lado da oferta de

energia, em termos de fontes de produção de energia, o que sobra é acelerar o desenvolvimento

das fontes renováveis, aliado a ganhos de eficiência. Única outra alternativa de produção –

econômica e comercialmente viável com as tecnologias hoje existentes – é a fonte nuclear, para

a qual não há consenso, em razão dos riscos e problemas não solvidos, associados.

No lado da demanda, a transição em busca de sustentabilidade deve contemplar o uso de

recursos renováveis, dentro de suas capacidades de renovação, com velocidade de uso dentro

da velocidade de desenvolvimento, e liberação de calor e poluentes dentro da capacidade de

absorção dos sistemas naturais. Significa priorizar as fontes renováveis, com mudanças nos

padrões de consumo, e uso mais eficiente dos recursos.

No que tange ao suprimento de energia elétrica e às especificidades do nosso país, transição a

um modelo mais sustentável implica em aceleração do uso das fontes renováveis disponíveis,

somada a ganhos de eficiência, tanto no lado da oferta, como da demanda. Diferentemente de

outros países, o nosso é favorecido pela existência de imensos recursos naturais, que entretanto,

não estão sendo aproveitados.

O que se tem é que a indústria da energia elétrica no Brasil está inserida em uma cadeia de

fornecimento que privilegia produção hídrica e a complementa com produção térmica, por

mérito de custo, no valor presente. Um grave erro conceitual, porque valor é relativo ao tempo

– princípio da economia que parece não estar sendo ponderado pelos formuladores do


planejamento de longo prazo. Pensar que o mérito de custo – presente – deva priorizar o

planejamento de longo prazo da expansão do sistema elétrico do país, conduz à não aceleração

do desenvolvimento das fontes renováveis não tradicionais. Porque as torna menos

competitivas monetariamente. E essa não aceleração perde em consequência, os ganhos

passíveis de obtenção por meio da taxa de progresso de suas curvas de aprendizado, o que

representa um ciclo vicioso a ser cortado.

Este cenário está sendo agravado pelas já citadas alterações climáticas, onde escassez de energia

afluente – água – vem exigindo maior acionamento térmico. Para o futuro, os planos do governo

contemplam usinas predominantemente a fio d’água, que estão já no presente sendo inseridas

em razão de dificuldade de aprovação ambiental de reservatórios. Elas estarão pronunciando

ainda mais a diferença já existente, entre disponibilidade de potência (W) e energia (Wh), para

o sistema elétrico nacional, que mais precisa de energia, do que potência. Na necessária

estruturação do sistema, estará sendo inserida maior complementação térmica. Logicamente,

sobrarão mais emissões de GEEs e consumo de recursos fósseis por unidade de energia elétrica

produzida.

Frente à problemática apresentada, neste estudo foi feito um exercício de aproximação para um

cenário de longo prazo, eleito 2050, visando testar a possibilidade de suprimento elétrico futuro

balizado na aceleração do uso das fontes renováveis, premissa postulada como alinhamento à

busca de desenvolvimento sustentável.

Para a elaboração, foi utilizada a clássica pesquisa, análise e síntese, com abordagem sistêmica,

e aplicação de princípios eleitos, durante a investigação, fundamentais para atingirem-se os

objetivos (1 a 5): 1) acelerar a participação das fontes renováveis; 2) obter eficiência

termodinâmica por melhoria entre energia útil e energia total do sistema elétrico; 3) reduzir

perdas técnicas; 4) evitar emissões de GEEs; e 5) descentralizar a oferta a partir de auto

produção, coprodução e geração distribuída.

Foram sistematizados dados e informações existentes em diferentes tipos de documentos

elaborados por autores e organizações nacionais e internacionais, em forma de publicações,

resoluções, relatórios e eventos.

Dados e informações dos planos governamentais de expansão: Plano Decenal de Energia 2022,

Plano Nacional de Energia 2030, Nota Técnica Cenário de Energia 2050, e Nota Técnica


Demanda de Energia 2050. E dados e informações das quatro versões existentes do Relatório

Revolução Energética, de iniciativa da organização não governamental Greenpeace, com

participação do Conselho Europeu de Energia Renovável e do Conselho Internacional de

Energia Eólica, entre outros.

Dito isto, não se projetou, nesta pesquisa, um cenário futuro mais provável; e sim prospectou-

se um cenário futuro a partir da sistematização de dados no presente existentes. O balanço

utilizado para base de cálculo da expansão, considerou o cenário existente em 2013, mais o

escopo das obras em construção e contratadas, constantes do Plano Decenal de Energia 2022;

ou seja, não se alterou o escopo de obras atualmente comprometido.

Os resultados obtidos nesta pesquisa demonstraram que é possível estabelecer um planejamento

de longo prazo baseado no uso renovável dos recursos de que o país dispõe, com menores

pressões socioambientais, consumos de fósseis, e emissões de gases de efeito estufa, por

unidade de energia produzida.

Resultou um sistema descentralizado, híbrido; com maior expansão das fontes térmicas

renováveis, eólicas e solares, maior participação de produção independente – cogeração,

autoprodução, e geração distribuída – e menor carga na rede de transmissão, relativamente

frente ao cenário atual. Houve diminuição da expansão relativa da fonte hídrica – significado

menores pressões socioambientais. Pela lógica do método utilizado, as fontes térmicas fósseis

e a termonuclear não foram expandidas.

No tocante à participação das fontes renováveis, na matriz elétrica, o cenário obtido para 2050

alcançou 96,44% em relação à carga ofertada (Wh) e 93,54% em relação à potência instalada

(W). Comparativamente, em 2013 a participação das fontes renováveis na matriz elétrica foi de

79,3% em relação à geração efetivamente ocorrida (Wh); para 2022 o Plano Decenal de Energia

prevê 85,8% de participação de renováveis em relação à potência instalada, (W); e para 2030 o

Plano Nacional de Energia prevê 82,3% de participação de renováveis em relação à potência

instalada (W). Cabe atentar que nos planos governamentais, a maior participação de renováveis

é representada por fonte hídrica, onde em 2013, a participação efetiva desta fonte foi de 70,6%,

compondo os citados 79,3% totais. Neste estudo limitou-se a 55,53% em relação à geração.


A composição da matriz de produção elétrica, foi prospectada para 2050, na seguinte escala de

composição, por fonte: 55,53% hídrica; 16,92% térmica renovável; 12,08% eólica; 11,91%

solar; 1,80% térmica fóssil, 1,76% termonuclear; e 0,004% maremotriz.

Em termos de emissões de gases de efeito estufa, e de consumo de óleo combustível, evitados;

em uma comparação onde as usinas térmicas fósseis tivessem sua expansão calcada em igual

relação com a expansão do sistema por inteiro, obteve-se que teriam sido evitados na ordem de

24,9 milhões de toneladas de carbono equivalente de emissão à atmosfera; e consumo de óleo

combustível evitado na ordem de 237.961 toneladas equivalentes de petróleo, montante este,

que para o planejamento integrado dos recursos energéticos do país, por inteiro, passaria a estar

disponível para aplicação no suprimento de outros segmentos.

Com relação aos custos de produção, o comparativo apurado indicou que é possível prospectar

uma matriz futura de produção de energia elétrica, calcada na não ampliação das fontes fósseis

e das fontes potencialmente emissoras de GEEs, sem se incorrer em aumentos nos custos de

produção, ou até mesmo vindo a reduzi-los. Os número obtidos foram R$ 124,13/MWh = custo

médio ponderado para o cenário atual; contra R$ 122,70/MWh = custo médio ponderado para

o cenário aqui prospectado no ano base 2050. Cabe salientar que, no futuro, à medida em que

as emissões de gases de efeito estufa venham a ser valoradas e internalizadas nos processos

produtivos, o uso de combustíveis fósseis tornar-se-á relativamente mais caro.

A sustentabilidade passível de ser obtida com o cenário, aqui, prospectado, foi avaliada

qualitativamente pela ótica da entropia e pela ótica de princípios fundamentais de

sustentabilidade. Pela ótica da entropia, resultou tendência à diminuição participativa da

entropia, pela não expansão da combustão das UTEs fósseis, e pela expansão das UTEs a

biomassa. Pela ótica dos princípios fundamentais, resultou que o aumento do uso das fontes

renováveis diminui relativamente a pressão ambiental e a emissão de gases de efeito estufa.

Ambas avaliações representam favorecimento à busca de desenvolvimento sustentável.

O estudo apontou que a prospecção neste estudo construída, em paralelo a aspectos positivos

obtidos, implica na necessidade de ajustes para sua estruturação.

Os principais aspectos positivos foram identificados por: Menor participação relativa das fontes

fósseis e das emissões de GEEs. Menores perdas técnicas por efeito joule, e menor sujeição a

transientes atmosféricos.


Os principais ajustes necessários à estruturação do sistema foram identificados por: Expansão

das fontes eólica, solar e térmicas renováveis, acompanhando a expansão da fonte hídrica, afim

de promover complementação sazonal da produção, e desta forma manter a estruturação do

sistema – a complementariedade foi estudada e verificada. Outro principal ajuste necessário foi

identificado por implementações técnicas, operacionais e normativas.

Como estratégias para implementar os ajustes, foi apresentado eliminar barreiras normativas e

operacionais existentes, introduzir redes e medidores inteligentes, internalizar o uso da água e

das emissões de gases de efeito estufa, e praticar políticas tarifárias que estimulem as fontes

renováveis e a autoprodução.

A título de sugestão para trabalhos futuros; vê-se a necessidade de melhor esclarecer,

principalmente, questões ligadas: aos limites entrópicos; ao mapeamento dos potenciais

hídricos de menor pressão socioambiental disponíveis; às emissões unitárias por usinas; aos

métodos de valoração de suas internalizações; às taxas de progresso das curvas de aprendizado

das fontes não tradicionais; à evolução ano a ano da transição; à quantificação das fontes de

eficiência; às implementações de medidores e redes inteligentes; aos efeitos das medidas

políticas; à complementação e despacho de fontes renováveis; à análise de potencial das fontes

descentralizadas; e aos efeitos do aqui cunhado Efeito Gen.

Referências Citadas 140

REFERÊNCIAS CITADAS

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Glossário 149

GLOSSÁRIO

A seguir fornecem-se as definições ou conceitos dos termos e expressões técnicas, de uso

restrito, de sentido complexo ou ambíguo, aplicadas ao longo do estudo.

Ampère (A). Unidade de corrente elétrica. Significa a intensidade de corrente elétrica constante

entre dois condutores (GUSSOW, 2004).

Ampère-hora (Ah). Unidade de carga elétrica. Significa a quantidade de carga elétrica

transferida por uma corrente estável de um ampère durante uma hora (h) (GUSSOW, 2004).

Cogeração. Processo operado em uma instalação específica para fins da produção combinada

das utilidades calor e energia mecânica, esta geralmente convertida total ou parcialmente em

energia elétrica, a partir da energia disponibilizada por uma fonte primária (ANEEL, 2008).

Concessionária. Agente titular de concessão federal para prestar o serviço público de

distribuição ou transmissão ou geração de energia elétrica (ANEEL, 2008).

Consumo final de energia. Quantidade de energia consumida pelos diversos setores

econômicos para atendimento de usos finais (calor de processo, força motriz, iluminação etc.),

não incluindo a utilização como matéria-prima para produção de outra forma de energia (EPE-

BEN, 2010).

Custo de Oportunidade. Método – da economia, não da contabilidade – que considera as

diferentes opções de aplicação, na economia, de um determinado recurso.

Custo Variável Unitário (CVU). Custo direto de combustível, operação e manutenção, entre

outros, de cada empreendimento de produção de energia elétrica.

Demanda. Média das potências elétricas ativas ou reativas, solicitadas ao sistema elétrico pela

parcela da carga instalada em operação na unidade consumidora, durante um intervalo de tempo

especificado (ANEEL, 2008).

Glossário 150

Demanda Contratada. Demanda de potência ativa a ser obrigatória e continuamente

disponibilizada pela concessionária, no ponto de entrega, conforme valor e período de vigência

fixados no contrato de fornecimento e que deverá ser integralmente paga, seja ou não utilizada

durante o período de faturamento, expressa em kW (ANEEL, 2008).

Descomissionamento. Fase pós-operacional de uma usina nuclear. Representa o conjunto de

medidas a tomar para retirar de serviço, com segurança, uma instalação nuclear (dependências,

terrenos, edifícios e equipamentos), reduzindo a radioatividade residual a níveis que permitam

liberar o local para uso restrito ou irrestrito. Proprietário e operador são corresponsáveis por

todos os aspectos envolvidos.Custos futuros são provisionados por reserva financeira em forma

de recolhimentos periódicos, compatíveis com o faturamento bruto da venda da energia

nuclear, pela Eletrobrás, em conta específica no Banco do Brasil.

Economia de estado estacionário. Uma economia com tamanho estável ou levemente

flutuante. O termo refere-se normalmente a uma economia nacional, podendo também ser

aplicado a uma economia local, regional ou global, ou um segmento. Uma economia pode

chegar a um estado de equilíbrio após um período de crescimento ou após um período de

redução ou decrescimento - recessão. Para ser sustentável, uma economia de estado estacionário

não pode exceder os limites ecológicos (“An economy with constant stocks of people and

artifacts, maintained at some desired, sufficient levels by low rates of maintenance 'throughput',

that is, by the lowest possible flows of matter and energy from the first stage of production to

the last stage of consumption” (DALY, 1991)).

Eficiência Energética. Índice que demonstra o quanto da energia da fonte foi convertido em

utilidade eletromecânica e utilidade calor (ANEEL, 2008).

Eletricidade. Forma de energia natural, ligada aos elétrons, que se manifesta por atrações e

repulsões, em fenômenos luminosos, químicos e físicos.

Energia. Parece inexistir definição unificada pela ciência, aplicável a qualquer caso ou

situação. Considera-se para efeito deste estudo: energia é a capacidade de um sistema físico

para realizar alterações.

Energia armazenada. Quantidade de energia contida em dado reservatório hidroelétrico,

expressa em percentual do volume máximo de armazenamento de água desse reservatório, em

combinação com a(s) usina(s) à sua jusante. Tomando a capacidade máxima desse conjunto em

Glossário 151

Wh, é possível saber quantos Wh poderiam ser produzidos com o percentual existente, em dado

momento.

Energia assegurada. Do SIN é a máxima produção de energia que pode ser mantida quase que

continuamente pelas UHEs ao longo dos anos, simulando a ocorrência de cada uma das

milhares de possibilidades de sequências de vazões criadas estatisticamente, admitindo certo

risco de não atendimento à carga, ou seja, em determinado percentual dos anos simulados,

permite-se que haja racionamento dentro de um limite considerado aceitável pelo sistema. Na

regulamentação atual (de 2014), esse risco é de 5%.

Energia elétrica. Energia proporcionada pela eletricidade.

Energia firme. De uma usina hidrelétrica corresponde à máxima produção contínua de energia

que pode ser obtida, supondo a ocorrência da sequência mais seca registrada no histórico de

vazões do rio onde ela está instalada.

Energia natural afluente. Energia elétrica que pode ser produzida a partir das vazões naturais

afluentes aos reservatórios de UHEs. Os valores são expressos em MW médios ou em

percentual da média histórica de longo termo.

Energia nova. Energia elétrica que é comprada por meio dos leilões de energia elétrica, sendo

produzida por usinas recém-construídas – de qualquer fonte. A diferença para a chamada

energia velha são os investimentos para a sua construção e entrada em operação, os quais ainda

não foram amortizados – pagos, o que torna a energia nova mais cara que a energia velha. A

ANEEL e a CCEE fazem leilões para os dois tipos de energia.

Energia velha. Energia elétrica que é comprada por meio dos leilões de energia elétrica, sendo

produzida por usinas antigas, com grande tempo em atividade. A diferença para a chamada

energia nova são os investimentos para a sua construção e entrada em operação, os quais já

foram amortizados – pagos, o que torna a energia nova mais cara que a energia velha. A ANEEL

e a CCEE fazem leilões para os dois tipos de energia.

Entropia. Medida de desordem das partículas em um sistema físico. Símbolo S (HALLIDAY;

RESNICK; WALKER, 2010).

Glossário 152

Epistemologia. Área da filosofia que estuda os problemas que se relacionam com o

conhecimento; essencialmente o estudo crítico – dos princípios, hipóteses e resultados das

diversas ciências – destinado a determinar sua origem lógica, valor e alcance.

Fator de capacidade (FC). Resultado adimensional, variando entre 0 e 1. Representa a

potência média produzida em percentual da potência instalada, ao longo de determinado

período de tempo (usualmente anual). Equação: FC = Wh / (W .n); onde Wh é a energia

produzida, W é a potência instalada, e n é o número de horas do período considerado.

Fonte de energia. Cada um dos recursos naturais que são utilizados dar origem à energia

elétrica. Por exemplo: água, gás natural, carvão, derivados de petróleo, biomassa, vento e

irradiação solar, entre outros (ANEEL, 2008).

Garantia física. Quantidade máxima de energia que um sistema, ou fonte, de produção pode

suprir, a um dado critério de garantia de suprimento.

Geração distribuída. A geração de energia, abrangendo eletricidade e outros energéticos,

localizada próxima ao consumidor final, cuja instalação objetiva seu atendimento prioritário,

podendo ou não gerar excedentes energéticos comercializáveis para além das instalações do

consumidor final (EPE-PDE-2022, 2013).

Geração inflexível. No Brasil, as UTEs podem optar por dois tipos de operação: inflexível e

flexível. As UTEs inflexíveis são aquelas cujos contratos de combustível são do tipo take or

pay (o comprador paga ao fornecedor dado preço por dada quantidade, previamente

contratados, incidindo dada “multa” sobre quantidade não consumida; tal expediente é utilizado

principalmente no suprimento de gás e biomassa). Estas UTEs permanecem despachadas, com

produção constante, durante o suprimento contratado. Incluem-se, também, na inflexibilidade

as UTNs, estas em razão, não de suprimento, mas dos inconvenientes técnicos de suas paradas.

Hertz (Hz). Unidade de frequência. Significa o número de ciclos por segundo da tensão elétrica

em uma corrente senoidal alternada (CA) (MARKUS, 2004).

Intensidade elétrica. Indicador de eficiência energética que traduz a incidência do consumo

final (BEN 2011).

Inversor. Ou inversor de frequência, ou ondulador. Dispositivo elétrico, ou eletromecânico,

capaz de converter um sinal elétrico em corrente contínua – CC, para um sinal elétrico em

Glossário 153

corrente alternada – CA. Realiza o papel inverso de um retificador, este convertendo de CA

para CC.

Nível meta. A manutenção do suficiente nível mínimo de água em cada reservatório, durante o

período de estiagem, que permita sua plena recomposição no subsequente período de chuva

(Seminário..., 2010).

Oferta interna de energia. Quantidade de energia que se disponibiliza para ser transformada

ou para consumo final, incluindo perdas posteriores na distribuição (EPE-BEN, 2010).

Outlier. Em estatística é uma observação que está numericamente distante da mediana dos

dados.

Pequenas centrais hidrelétricas (PCHs): Empreendimentos hidroelétricos com potência

superior a 1.000 kW e igual ou inferior a 30.000 kW, com área total de reservatório igual ou

inferior a 3,0 km² (ANEEL, 2008).

Período seco (S): Período de sete meses consecutivos, de maio a novembro, caracterizado pelo

baixo índice pluviométrico. Geralmente exige a adoção de medidas para preservar o volume de

água nos reservatórios das usinas hidrelétricas (ANEEL, 2008).

Período úmido (U): Período de cinco meses consecutivos, entre dezembro de um ano a abril

do ano seguinte, caracterizado pelo alto índice pluviométrico (ANEEL, 2008).

Permissionária: Agente titular de permissão federal para prestar o serviço público de

distribuição de energia elétrica.

Planos Decenais de Energia (PDEs). São elaborados pela EPE, órgão responsável pelos

estudos e pesquisas destinadas a subsidiar o planejamento do MME para o segmento energético.

Significam o planejamento de longo prazo, em horizonte de 10 anos, e são atualizados

anualmente. Foram criados em 2006. O mais recente relatório final é o de 2019. O de 2020

segue aberto à consulta pública.

Princípio da Precaução. A garantia contra os riscos potenciais que, de acordo com o estado

atual do conhecimento, não podem ser ainda identificados. Este Princípio afirma que a ausência

da certeza científica formal, a existência de um risco de um dano sério ou irreversível requer a

implementação de medidas que possam prever este dano. (CONFERÊNCIA RIO 92).

Glossário 154

Síntese emergética. Ou como originalmente formulada: contabilidade em emergia. Onde

emergia é a energia útil – exergia – de um determinado tipo, que é utilizada direta e

indiretamente nas transformações necessárias para gerar um produto ou serviço. A

contabilização considera as qualidades das diferentes formas de energia, transformando-as para

uma mesma base comum, o joule de energia solar – sej, por meio de fatores de transformidade

Tr. A cada novo e diferente sistema contabilizado, novo(s) Tr(s) passam a estar disponíveis

para outras contabilizações.

Sistema de Despacho Elétrico Brasileiro. O controle da produção de energia elétrica no país.

Determina quais usinas de cada fonte devem produzir energia e por qual período. O objetivo é

o chamado “Despacho econômico”, ou “Despacho ótimo” (1 e 2): (1) UTEs operam em regime

de complementação às UHEs e com retardo no acionamento. (2) Capacidade de suprimento de

toda demanda do país pelo menor custo. O método de custo não engloba as externalidades

socioambientais incidentes. (SEMINÁRIO..., 2010).

Taxa de progressão. Parte da curva de aprendizado. Parâmetro que expressa quanto declinam

os custos a cada vez que se dobre a produção ou capacidade (RICOSTI, 2011).

Tonelada equivalente de petróleo (tep). Unidade de energia definida como o calor liberado

na combustão de uma tonelada de petróleo cru. Como o o valor calórico do petróleo depende

de sua exata composição química, a qual varia, e como diferentes processos de combustão

também apresentam variações de rendimento; diferentes organizações adotam diferentes fatores

de conversão (FCs). Neste estudo é utilizado o FC disposto pela ANEEL, onde: 1 tep = 11,63

X 103 kWh (ANEEL, 2011; EPE, 2011).

Volt (V). Unidade de tensão elétrica. Significa a diferença de potencial elétrico entre dois

pontos (HALLIDAY; RESNICK; WALKER, 2009).

Volt-ampère (VA). Unidade de potência aparente. Significa a potência aparente de um circuito

percorrido por uma corrente alternada senoidal com valor eficaz de 1 ampère (A), sob uma

tensão elétrica com valor eficaz de 1 volt (V) (MARKUS, 2004).

Watt (W). Unidade de potência. Significa a potência de um sistema energético no qual é

transferida uniformemente a energia de 1 joule (J) durante 1segundo (s) (BURANI, 2008)

Glossário 155

Watt-hora (Wh). Unidade de produção ou consumo. Significa a energia transferida durante

uma hora (h) (BURANI, 2008).

Watt médio (W médio, ou Wmed). A carga (Wh) média de energia de dado sistema em dado

período. W médio = Wh / (número de horas do período). 1 Wmed / ano = 8.760 Wh / ano.

Apêndice A – Energia 156

APÊNDICE A – Energia

Este apêndice visa reunir os principais conceitos físicos que fundamentam o estudo. Há ampla

literatura1 sobre conceitos básicos, daí opta-se em se aprofundar nos aspectos relevantes. É

alinhado um percurso da gênese ao hoje, justificando a limitação física para a

sustentabilidade.

Energia. Parece inexistir definição unificada pela ciência, aplicável a qualquer caso ou

situação. Considera-se para efeito deste estudo: energia é a capacidade de um sistema físico

para realizar alterações.

A.1 - Visão Cosmológica2: a origem e a evolução físico-químicas de tudo

Uma explosão de um ponto primordial, a 13,7 bilhões de anos, resultando em espaço, tempo,

energia, massa e vida – o universo. Esta a suposição mais aceita pela comunidade científica

para a origem e evolução do mundo físico, usualmente conhecida por teoria do big bang.

Foi apresentada como Hipótese do Átomo Primordial, por Georges Lemaitre, em 1927, a

partir do desenvolvimento de trabalhos de outros pensadores, e apoiada na Teoria Geral da

Relatividade, de Albert Einstein, publicada em 1916. Embora a teoria do big bang não esteja

ainda provada3, os desenvolvimentos – indícios, observações, associações e experimentos– já

obtidos4, elegem-na sobre outras correntes5 de pensamento existentes, e conduzem a um

1 Para referências e aprofundamentos sugere-se consultar: Goldemberg (2010); Halliday; Resnick; Walker (2009). 2 Cosmologia é a ciência, ramo da física, que estuda a origem, estrutura e evolução do mundo físico, considerando o não equilíbrio termodinâmico que rege o funcionamento dos sistemas naturais do planeta Terra. 3Em 2014, o Centro Harvard-Smithsonian de Astrofísica publicou ter descoberto, a partir de sua base de telescópios no polo sul, ondulações no tecido do espaço-tempo, ecos diretos provando a inflação no instante inicial do big bang (Overbye, 2014). Até a edição deste estudo, esta prova, anunciada, não se encontra publicada nem discutida pela comunidade científica. 4Em 1965 a detecção de radiação cósmica de fundo negro atribuída ao big bang. Sequência de experimentos por meio da constante de Hubble - telescópio espacial Hubble. Em 1989 medições mais precisas – sonda COBE. Em 2003 evidência experimental mais precisa, até então, para o instante zero: -13,7±0,2 Gano, sonda WMAP (Spergel et al, 2003). Em 2013, a sonda Planck corroborou apresentando -13,8 Gano (ESA, 2013). 5 A principal concorrente, menos considerada, é oposta. ATeoria do Estado Estacionário, proposta em 1948 e revisada em 1993 como Cosmologia do Estado Quase Estacionário. Apresenta que o universo sempre existiu;


conjunto de princípios e dados que no presente é chamado Modelo Cosmológico Atual, que

sintetizado de Wuensche (2005) apresenta:

• O universo surgiu a 13,7 bilhões de anos; da explosão, por colapso de pressão, de um ponto

extremamente denso e quente; seguindo, por esse impulso original, em contínua expansão,

infinita no espaço, finita no tempo inicial; isotrópico; homogêneo em grande escala; com

energia constante, perda de densidade e de calor; e entropia crescente.

No que concerne a este estudo, entendimento importante a extrair, a partir do Modelo

Cosmológico Atual, é de que: energia é finita – foi criada em único evento inicial,

conservando-se constante; e o universo evolui com aumento de entropia.

No decorrer da evolução do universo, por sucessão de fenômenos físico-químicos – alguns

ainda insuficientemente compreendidos – houve ao longo de eras, a formação de incontável

número de astros e aglomerações, admitindo-se que a cerca de 4,6 bilhões de anos, o nosso

Sistema Solar, composto pela estrela central – Sol – e incontável número de corpos sob seu

domínio gravitacional, dentre eles, o nosso planeta Terra.

Osol exerce série de influências nos corpos que o orbitam, as duas principais, para o nosso

planeta, a energia gravitacional, e a energia em forma de radiação eletromagnética - luz e calor.

Ele produz energia por reação nuclear de fusão de átomos de hidrogênio – H, em hélio – He.

Essa energia é dissipada ao espaço sideral em forma de radiação eletromagnética. Ao viajar

pelo cosmos, em todas as direções, parte dessa radiação incide sobre a Terra, em faixas de onda,

desde o ultravioleta (0,20µm a 0,30µm) até o infravermelho (2.0µm a2,5µm). Cerca de 50%

desse espectro, corresponde à luz que nos é visível.

Essa relação de energia, do cosmos com a Terra, é vista termodinamicamente a seguir.

A.2 - Relação Termodinâmica com a Terra

A fonte básica de energia da Terra é o Sol. Cinco mil vezes maior que as demais – gravitacional,

seguindo em contínua expansão, infinita no espaço e no tempo; isotrópico; homogêneo; e conservando densidade constante a partir de contínua criação de matéria no interior de estrelas.


geotérmica e nuclear, segundo Goldemberg (2010). O planeta recebe energia do cosmos –

primordialmente do Sol – interage essa energia externa com energia interna que possui e

transforma, e por fim emite energia de volta ao cosmos. Representa um sistema termodinâmico

aberto, com aumento e liberação de entropia. A biosfera é termodinamicamente classificada

como de não equilíbrio, porque nos sistemas naturais não existe o equilíbrio teórico perfeito.

De toda forma, as entradas e saídas, de energia, do sistema Terra por inteiro, ocorrem em

quantidades aproximadas, e com liberação de excesso de entropia ao cosmos. Em função dessa

passibilidade, o planeta se mantem em equilíbrio. A figura A.1 ilustra o mecanismo:

Figura A.1 – Equilíbrio termodinâmico do planeta Terra.

Fonte: elaboração a partir de dados de Halliday; Resnick; Walker (2009); Matai (2010).

No mecanismo termodinâmico apresentado na figura A.1; em termos de fenômenos naturais;

cerca de 0,02%, da energia absorvida do sol, são responsáveis pelos processos de fotossíntese

do planeta; onde o armazenamento dos compostos de carbono - C, obtidos ao longo de bilhões

de anos (surgimento da vida durante o período pré-cambriano, a cerca de 3,5 bilhões de anos),

representa a formação das reservas fósseis disponibilizadas à civilização atual. Outros cerca de

I = Radiação

solar incide

sobre a Terra

em quantidade de

1,96 J/cm²/min. O espectro

abrange do infravermenlho

(onda curta) ao infravermelho

(onda longa). Cerca de50

%do espectro corresponde à

luz visível.

SOL

R = 36,7 % da quantidade de I, são refletidos

pela atmosfera, de volta ao cosmos, em forma

de ondas curtas. São refratárias à passagem

dos GEEs, causando o efeito estufa natural do

planeta, responsável pelo equilíbrio da

temperatura da superfície em valor médio de

16 o C. Aumentos nas emissões dos GEEs

elevam sua concentração na atmosfera e em

consequência a temperatura, provocando

alterações climática.

A = 63,3 % da quantidade de I

são absorvidos pela Terra e

interagem com a energia interna do

planeta. Atuam nos fenômenos

naturais, inclusive a formação das

reservas fósseis (a partir da

fotossíntese) e na evolução do planeta.

T = Interações resultam em aumento

de entropia, e radiações transmidas ao

cosmos, em forma de ondas longas.

As quantidades, de energia emitida,

equivalem às absorvidas (A), e

entropia é liberada, o que mantem o

sistema Terra em equilíbrio.

A ≈ T ≈ I – R

I R

T

TERRA

A


23% são responsáveis por processos de característica hidro-climática – ventos, evaporação,

condensação, chuvas, geleiras, rios, mares, correntezas, ondas, ...

No que concerne a este estudo, entendimento importante a extrair, a partir da relação

termodinâmica da Terra com o universo, é que o planeta se mantem em equilíbrio graças à

proximidade entre os valores dos fluxos de entrada e saída, e liberação de entropia.

Questão esta – liberação de entropia – vista a seguir.

A.3 - A Questão da Entropia e o Não Equilíbrio Termodinâmico Estacionário

O primeiro princípio da termodinâmica – “Lei da Conservação de Energia” – trata da

quantidade da energia. Estabelece que em qualquer transformação, dentro de um sistema

isolado, a energia se conserva – permanece constante.

O segundo princípio da termodinâmica – “Lei da Transformação de Energia” – também

conhecida por “Lei da Entropia”, trata da qualidade da energia. Complementa a primeira lei,

estabelecendo que em qualquer interação, seja em processos internos de um sistema isolado, ou

em um sistema aberto com o seu meio exterior, toda energia pode ser transformada em trabalho,

mas nem todo trabalho pode ser revertido em energia. Implica em perda de qualidade da energia

– desordem das partículas – e processos com irreversibilidade.

Entropia – S, vem a ser a grandeza que mede a desordem das partículas em um sistema

físico. Quando um sistema recebe calor, Q > 0, sua S aumenta. Quando perde calor, Q < 0, sua

S diminui. Quando não troca calor, Q = 0, sua S permanece constante (HALLIDAY; RESNICK;

WALKER (2009). Onde para processos onde a temperatura absoluta se altera durante o

processo – caso da Terra – a variação é estabelecida por:

(A.1)

Sistemas abertos – caso da Terra – podem manter-se em estado de equilíbrio, recebendo ou

emitindo energia e matéria de fontes externas e descartando ou recebendo para, ou do, seu

exterior a mesma quantidade de energia e matéria recebida ou emitida, e a diferença de entropia

(id, 2009).


Na relação sol-terra-universo, ocorre um fluxo de energia, onde o Sol perde entropia em razão

da energia que emite, a Terra aumenta sua entropia em razão da energia recebida, e mantém

equilíbrio descartando o excesso de entropia para o universo, este sempre com aumento de

entropia, mecanismo natural que vem ocorrendo a bilhões de anos, e assim é previsto, pelos

físicos, que seguirá ocorrendo por outros bilhões, se não alterado, e onde um dos mecanismos

de possível alteração, é representado por possível desbalanceamento advindo do crescimento

das atividades antropogênicas.

Ocorre que a bioquímica – em sintonia com a termodinâmica irreversível acima exposta –

estabelece que nos sistemas vivos, a biosfera e todos os subsistemas que a compõem, e onde se

incluem a diversidade dos organismos vivos, a própria raça humana, e suas fontes de

bioenergias renováveis, impera um estado de não equilíbrio termodinâmico estacionário.

Voet; Voet (2006: 575), assim definem:

“Os complexos sistemas celulares e moleculares que formam os processos biológicos podem apenas ser mantidos no estado de não equilíbrio. Sistemas vivos são inerentemente instáveis, pois são degradados pelas mesmas reações bioquímicas que originam. Sua regeneração, que deve ocorrer quase simultaneamente com sua degradação, requer influxo contínuo de energia livre. [...] Sistemas vivos são, em geral, caracterizados por estarem em um estado estacionário. Isso significa que todos os fluxos no sistema são constantes, de modo que o sistema não muda com o tempo”.

Ainda conforme Voet; Voet (2006), o estado se mantém estacionário – e com máxima eficiência

termodinâmica – porque pequenas perturbações físico-químicas do estado estacionário

originam mudanças nos fluxos que se contrapõem a essas perturbações, de modo a permitir ao

sistema voltar ao estado estacionário original, mantendo-se assim estável, análogo ao sistema

Terra por inteiro.

Torna-se claro, por todo exposto, que perturbações não naturais – as antropogênicas – podem

desequilibrar o estado estacionário. O que não existe claro – não é encontrado suficientemente

quantificado na literatura – é qual a variação entrópica que representa o limite do equilíbrio,

nem o limite de capacidade de liberação do aumento entrópico provocado, da biosfera para o

cosmos.

Extrai-se, pois, e esse é entendimento importante para este estudo, que a “vida” existe e se

mantém graças a processos que degradam energia de alta qualidade, o que mantém

estável a entropia na Terra, com liberação para o universo; e que o aumento, “às cegas”

da entropia, põe em risco os ecossistemas do planeta.


Trata-se de argumentação científica frente à subjetividade por muitos ainda apontada para a

busca de sustentabilidade.

A.4 - Energia Elétrica, Corrente Elétrica e Eletricidade

Pode-se obter energia por meio de três forças fundamentais: gravitacionais, eletromagnéticas

(elétricas e magnéticas) e nucleares. E também por meio de forças derivadas – enorme número

de interações entre forças de contato: fricção, osmose, capilaridade, tensão superficial,

condução, convecção e forças químicas. Existe em diferentes formas: mecânica, térmica,

química, gravitacional, elétrica, magnética, radiante, geotérmica e nuclear. As formas podem

ser convertidas entre si, em sistemas com ou sem troca de matéria.

Energia Elétrica. Energia proporcionada pela eletricidade.

A energia elétrica6 é obtida por transformações a partir de outras formas de energia. Ocorre –

no cotidiano – a partir de uma diferença de potencial entre dois pontos de circuito percorrido

por uma corrente elétrica. Essa corrente ocorre a partir de um desequilíbrio eletrostático. Esse

desequilíbrio ocorre a partir do deslocamento, em determinado sentido de direção, de cargas de

eletricidade. Essa eletricidade – associada tanto a fenômenos causados por cargas elétricas em

repouso (eletrostática), como em movimento (eletrodinâmica) – ocorre a partir de interações,

entre partículas subatômicas – elétrons, prótons e nêutrons. Sintetizado de Gussow (2004);

Markus (2004).

Em termos simplistas, nas situações onde partículas eletricamente carregadas deixam o

equilíbrio eletrostático e passam para situações onde há deslocamento destas cargas para um

determinado sentido de direção, ocorre o que é chamado de corrente elétrica. Estas correntes,

em um determinado circuito, são responsáveis pela eletricidade considerada utilizável

cotidianamente pelas pessoas – a energia elétrica.

Ela é produzida – comercialmente – na quase totalidade em usinas a partir da conversão das

6 Por conceituação, os termos “energia elétrica” e “eletricidade” são etimologicamente quase sinônimos. Talvez por isso, sejam empregados indistintamente, como observado na mídia, literatura e entidades. Neste estudo utiliza-se “energia elétrica”. Da mesma forma, adotam-se suas “produção” e “uso”.


fontes hídrica, térmica, nuclear, geotérmica, eólica, solar e mare motriz (no Brasil: hídrica;

térmica – óleo, gás, biomassa, carvão; nuclear, eólica e solar) e transportada por redes de

transmissão, distribuição e alimentação, até as unidades consumidoras. Fontes autônomas de

produção – principalmente grupos geradores movidos por óleo diesel – são utilizadas para

aplicações específicas, em situações de nobreak (ininterrupção) (hospitais, shoppings, centros

de processamento de dados, ...), locais com insuficiência frente à demanda ou sem acesso à

rede, canteiros de obras, e complementações do fornecimento contratado (feiras, eventos, ...).

Para o armazenamento, este o grande entrave técnico da energia elétrica, são empregadas

baterias recarregáveis – chumbo-ácidas (Pb-H2SO4); de níquel cádmio (Ni-Cd); de hidreto

metálico de níquel (Ni-MH); e de íon-lítio (Li). Todas consistem em processos eletroquímicos.

A unidade fundamental da energia elétrica é o elétron-volt (eV); unidade de carga elétrica

equivalente a uma quantidade de energia de 1,602 x 10-19 joules(J). Há existência de coletânea

de unidades, fatores, constantes e fórmulas que são utilizadas nas dimensionais analíticas da

eletrodinâmica. O quadro A.2, a seguir, relaciona as unidades elétricas básicas consideradas

neste estudo:

Quadro A.2 – Unidades elétricas consideradas no estudo.

Unidade Símbolo Grandeza Definição Dimensional

Ampère A Corrente elétrica

Intensidade de corrente elétrica constante entre dois condutores (GUSSOW, 2004).

A = W / V

Ampère-hora

Ah Carga elétrica Quantidade de carga elétrica transferida por uma corrente estável de um ampère durante uma hora (h) (GUSSOW, 2004).

Ah = A x h

Hertz Hz Frequência Número de ciclos por segundo (s) da tensão elétrica em uma corrente senoidal alternada (CA) (MARKUS, 2004).

Hz = 1 / s

Volt V Tensão elétrica

Diferença de potencial elétrico entre dois pontos (HALLIDAY; RESNICK; WALKER, 2009).

V = A x W

Watt W Potência Potência de um sistema energético no qual é transferida uniformemente a energia de 1 joule (J) durante 1segundo (s) (BURANI, 2008).

W = A x V

Watt-hora Wh Produção ou consumo

Energia transferida durante uma hora (h) (GUSSOW, 2004).

Wh = W x h

Fonte: Elaboração própria a partir de: Gussow (2004); Halliday, Resnick e Walker (2009); Markus (2004).

Apêndice B – Estado da Arte da Produção de Energia Elétrica 163

APÊNDICE B – Estado da Arte da Produção de Energia Elétrica

Visa-se neste apêndice, reunir, de forma compacta1, o nível atual de desenvolvimento das

diferentes fontes de produção de energia elétrica. Parte-se de rápida visão conjuntural e em

seguida as diferentes fontes são exploradas individualmente.

As fontes de energia e suas origens já foram estudadas no apêndice A. Também lá, os conceitos

fundamentais da obtenção e da caracterização da energia elétrica, foram esclarecidos. A seguir

a figura B.1 apresenta uma visualização global da integração da produção de energia elétrica

com as fontes de obtenção:

Figura B.1 – Visualização integrada da conversão de diferentes fontes em energia elétrica.

Fonte: Reis (2011).

Diferentes países e regiões adotam diferentes formulações de produção, que que lhes sejam

convenientes, principalmente em função das disponibilidades que possuam ou possam adquirir,

1 Para referências e aprofundamentos sugere-se consultar: Goldemberg (2010); Reis (2011); Tolmasquim 2005).


das tecnologias que dominem, e dos custos e impactos associados resultantes.

No caso do Brasil, para produção em larga escala, a principal fonte é a hídrica, complementada

por térmica, nuclear, eólica e solar. O quadro B.2 apresenta a caracterização dessas formas:

Quadro B.2 – Formas de produção em larga escala de energia elétrica no Brasil.

Conversão Recurso Classificação Renovabilidade Tecnologia

Hidráulica Água do ciclo hidrológico, combinada à gravidade

Energia mecânica transformada de estado potencial para cinético

Renovável Gerador elétrico movido por turbina hidráulica

Térmica Óleo, carvão, gás Energia química transformada em energia térmica

Não renovável Gerador elétrico movido por turbina de vapor obtido de processos de combustão (1)

Bio gás, biomassa Energia química transformada em energia térmica

Renovável Idem acima

Termonuclear Urânio Energia nuclear transformada em energia térmica

Não renovável (2)

Gerador elétrico movido por turbina de vapor obtido de reator nuclear

Eólica Vento Energia mecânica transformada de estado potencial para cinético

Renovável Gerador elétrico movido por turbina de vento

Solar fotovoltaica (solar direta)

Radiação eletromagnética Energia luminosa Renovável Painel constituido de células fotovoltáicas

Termosolar (solar indireta)

Radiação eletromagnética Energia luminosa transformada em energia térmica

Renovável Gerador elétrico movido por turbina de vapor obtido de acumulador térmico

Fonte: Elaboração própria. Notas: (1) Nos casos de UTEs a ciclo combinado, na obtenção de vapor é reaproveitado

o calor dos gases de exaustão. (2) Em razão de, por definição, fontes renováveis serem aquelas que não se esgotem

no limiar da civilização atual, há autores que defendem a classificação da fonte nuclear como renovável.

Pode-se perceber do quadro B.2 que todas as formas, de produção de energia elétrica, consistem

– com exceção da solar direta – de uma sequência genérica de etapas de transformação e

condicionamento de energia. A seguir a figura B.3 ilustra o esquema:


Figura B.3 – Esquema básico de transformação de energia em elétrica.

Observação: Em cada etapa incidem perdas de rendimento (η).

As características particulares, de cada fonte e forma de obtenção de energia elétrica, são

tratadas à frente em tópicos próprios. Cabe antes uma digressão a um principal componente

genérico, que diz respeito aos geradores.

B.1 - Geradores Elétricos

Existem diferentes tipos. Nas usinas de produção de energia elétrica é utilizado, na quase

totalidade, o gerador síncrono. Máquina elétrica rotativa que converte energia mecânica em

elétrica. Opera em rotação constante sincronizada com a frequência (f) da rede, ou carga,

elétrica à qual esteja conectado. Matematicamente:

Rotação síncrona (rpm) = 120 x f (Hz) / no de polos (p) (B.1)

O princípio elementar de funcionamento está baseado no movimento relativo entre uma espira

condutora e um campo magnético, ditado pela lei da indução de Faraday. O sistema trifásico é

obtido pela associação de três sistemas monofásicos de tensões U1, U2 e U3, tais que a

defasagem entre elas seja de 120o, como mostra a figura B.4 a seguir.

Transmite energia mecânica em forma de movimento rotativo

Linha / rede de transmissão / distribuição / alimentação

Supre o uso

final

Recurso energético fóssil / renovável

Motor / turbina

Gerador Central / quadro / linha de comando / interligação

Produz energia em diferentes formas

Transforma energia mecânica em elétrica

Disponibiliza acesso à energia em diferentes formas.

Barragem / caldeira / fornalha / reator / turbina

Transforma diferentes formas de energia em energia mecânica

Eixo / luva / sistema de acoplamento

Controla / fornece energia elétrica


Figura B.4 – Sistema trifásico.

Os geradores mais modernos operam sem escovas (sistema brushless) e com auto regulação

automatizada. Nas situações em que operam na alimentação de circuitos independentes, basta

a estabilização da tensão e o equilíbrio das fases, mas nas situações em que operam conectados

à rede é necessário também o sincronismo das fases entre o gerador e a rede.

Basicamente, a potência é fixada de acordo com a potência da fonte que o aciona (1), ou em

relação à potência da fonte consumidora que alimenta (2):

(1) Fixação de potência de acordo com a potência do elemento de acionamento. É utilizada a

potência de acionamento:

Pg = Pn x ηg / 100 (B.2)

Onde: Pg = potência do gerador (kW); Pn = potência do elemento acionante (kW); ηg =

rendimento do gerador (%).

(2) Fixação da potência em relação à potência da fonte consumidora. É utilizada a potência

aparente:

S = U1 x I1 x √ 3 (válida para fatores de potência (cos ϕ) entre 0,8 e 1) (B.3)

Onde: S = potência aparente (VA); Ul = tensão de linha (V); Il = corrente de linha (A)

Não foram encontrados na literatura, dados acerca do rendimento (η) dos geradores em

operação nas usinas. Segundo os fabricantes, o rendimento dos geradores, de grande porte,

120o 120o 120o

360o = 1 Ciclo = 60 –1 s

V1 V2 V3

Tempo

Tensão

Senoide


atuais, varia entre 0,92 a 0,98; operando em fator de potência nominal (cos ϕ) entre 0,8 e 1

(limite de intervalo fixado pela ABNT; a ANEEL, por sua vez, estabelece para as unidades

consumidoras o cos ϕ mínimo de 0,92).

Em raciocínio simples, entenda-se por fator de potência (FP) indicado geometricamente por

(cos ϕ), o quociente entre a potência ativa (P) medida em watts (W) – capacidade do circuito

de produzir trabalho em determinado período de tempo –; e a potência aparente (S) medida em

volt-amperes (VA) – produto da tensão pela corrente do circuito, podendo ser igual ou maior

do que a potência ativa, em razão de potência reativa acrescida ao circuito, de origem em certas

cargas indutivas, exempo, motores elétricos. Matematicamente:

FP = P / S; ou em outra forma: cos ϕ = W / VA (B.4)

Do acima se pode perceber, e é importante essa percepção, de que para efeito de eficiência

energética, o FP ideal é o maior possível. Quanto mais baixo for, maior a necessidade de

infraestrutura de fornecimento frente a um mesmo patamar de uso. Na prática, ele é

tecnicamente passível de correção, um dos meios mais utilizados é a instalação, nos pontos de

uso, de bancos de capacitores.

Outro fator sumamente importante, em termos de rendimento e, portanto, de eficiência

energética, diz respeito a como o gerador está conectado à unidade consumidora. Na rede,

inevitavelmente, ocorrem perdas técnicas representadas por efeito joule (Lei de Joule – que

expressa relação entre corrente elétrica e calor gerado por sua passagem em um condutor).

Matematicamente:

Q =I 2 x R x t (B.5)

Onde: Q = calor gerado; I = corrente elétrica; R = resistência elétrica do condutor; t = espaço

de tempo em que a corrente elétrica percorreu o condutor.

Isso explica porque a transmissão é feita em altas tensões, e significa que os geradores terão,

no conjunto do sistema elétrico, seu rendimento otimizado, quanto mais próximo estiverem dos

centros de consumo que alimenta.

Expostos sinteticamente os aspectos técnicos genéricos das fontes e formas de obtenção de

energia elétrica, a seguir são tratadas as características particulares de cada uma delas.


B.2 - Usinas Hidroelétricas

A fonte hidráulica de energia elétrica representou em 2012 a terceira mais utilizada no planeta

– atrás do carvão (primeira) e do gás natural; e a primeira no Brasil (IEA, 2013).

B.2.1 – Histórico

Resumo histórico. Há indícios de que o uso de tecnologia hidráulica já ocorresse na

Mesopotâmia, região onde hoje está situado o Iraque, por volta do século VI a.C. – poços com

bombeamento de água nos jardins suspensos da Babilônia. Há registros de que na Grécia antiga,

rodas de água eram utilizadas desde o século I a.C. Por centenas de anos, foram utilizadas para

irrigação, abastecimento humano, e acionamento de moinhos de água, no beneficiamento de

grãos para produção de alimentos. O desenvolvimento das rodas de água, para a forma de

turbinas hidráulicas, parece ter ocorrido entre os séculos III e IV d.C., em região romana onde

hoje está situada a Tunísia. A evolução para moderna concepção ocorreu durante o século

XVIII, na França e na Inglaterra, visando energia em forma de movimento rotativo para

acionamento de produção industrial. No século XIX, com o advento do uso comercial de

eletricidade, a aplicação da tecnologia se expandiu para sua produção, via usinas movidas a

água. Alguns autores atribuem a primeira usina hidroelétrica à Inglaterra (1880?), outros aos

EUA, em região próxima a Niágara Falls (1880?). De toda forma, conforme convergem

Gastaldo (2009); Salvetti (2008), ocorreu no final do século XIX. E que no Brasil ocorreu em

Diamantina – Ribeirão do Inferno – em 1886. Era de uso particular privado. A primeira com

finalidade de fornecimento público foi inaugurada em 1889 em Juiz de Fora – Marmelos, rio

Paraibuna, tida também como a primeira da América do Sul. Foram aqui apresentados os

primórdios e o marco inicial; não está no foco prolongar-se ao longo de mais de um século de

desenvolvimento; para aprofundamento, sugere-se consultar as obras citadas de Gastaldo

(2009); Salvetti (2008).

B.2.2 – Expansão

As vantagens da produção hídrica – a principal delas o baixo custo operacional – propiciaram

acelerada expansão, vindo a culminar na representatividade atual. Ao nível mundial, 15,8 % da

produção de energia elétrica em 2011 (IEA, 2013). E no Brasil, 76,8 % da oferta interna em


2012 (EPE-BEN, 2013), via 962 instalações, entre micro, pequenas e grandes hidroelétricas

(ANEEL, 2011). O potencial o hídrico é explorado em 33,7 % do potencial viável e do restante

tecnicamente disponível, cerca de 50% se encontram na Amazônia.

Frente ao aproveitamento dessa disponibilidade reinam sérios embates, entre atores envolvidos,

acerca de acusados danos ao ambiente e às populações locais, provocados pelas implantações

e pelos alagamentos. A partir de 1991 passou a haver a obrigatoriedade de Licenciamento

Ambiental, determinada pela legislação da Política Nacional do Meio Ambiente – PNMA,

inserida no Ministério do Meio Ambiente – MMA, com órgão executor o Instituto Brasileiro

de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis – IBAMA. Frente a essa legislação, e

frente também à pressão de ambientalistas e da opinião pública, o governo vem encontrando

dificuldades para aprovação de novos projetos hidroelétricos.

O artifício utilizado, nos projetos atuais, vem sendo a readaptação de antigos projetos para

usinas sem reservatório – chamadas por usinas a fio d’água. O fator negativo é a diminuição

de estoque – água em estado de energia potencial em reservatórios, ocasionando aumento de

desregulação do sistema hídrico – queda do Fator de Capacidade – FC, que interfere no sistema

elétrico por inteiro e exige implementação de Usinas Termoelétricas – UTEs, para regularização

estrutural frente a risco de déficit.

As usinas a fio de água constituem a quase totalidade dos empreendimentos que estão sendo

planejados na expansão do SEB, situando-se basicamente na Amazônia. A razão é a já citada

dificuldade de licenciamento ambiental das usinas de acumulação, acusadas de agressão ao

meio ambiente, por constituírem grandes áreas alagadas. A desvantagem é a incapacidade de

constituir estoque de água, agravando risco de déficit ao sistema.

As PCHs e as micro centrais hidroelétricas - MCHs são consideradas menos agressivas

ambientalmente que as UHEs, em razão da menor área alagada que constituem, e dos periféricos

envolvidos.

B.2.3 - Aspectos Técnicos

A produção hidráulica é originada da irradiação solar e da energia potencial gravitacional, que

provocam um contínuo ciclo hidrológico de evaporação, condensação e precipitação da água

sobre a superfície terrestre. Desta forma, a produção hidroelétrica é dependente da gratuidade,


por parte da natureza, de fluxos e desníveis hídricos que permitam a obtenção de tal

transformação; onde o Brasil se destaca entre os maiores detentores e produtores mundiais

A produção hidroelétrica não representa consumo de outra fonte de energia, posto ser obtida

pela transformação de estado da energia, no caso, a energia potencial representada pela água a

montante da barragem, transformada em energia cinética representada pela movimentação

quando da queda pela altura manométrica e subsequente passagem pelas turbinas dos geradores.

A relação matemática do aproveitamento hidroelétrico é apresentada a partir do esquema

ilustrado na figura B.5:

Figura B.5 – Esquema simplificado do aproveitamento hidroelétrico.

Fonte: elaboração própria a partir de Bermann; Parente (2010).

A potência elétrica é representada por:

P = ηtot x g x ρ x Q x H (B.6)

Onde: ηtot = rendimento total do conjunto; P = potência elétrica (W); g = aceleração da

gravidade = 9,8 m/s2; ρ = densidade da água = 1.000 kg/m3; Q = vazão (m3/s); H = queda bruta

(m).

Rendimento total ηtot = ηH x ηT x ηg.

sendo: ηH = rendimento do sistema hidráulico; ηT = rendimento da turbina; ηg = rendimento do

gerador.

Legenda

Q = Vazão

T = Turbina hidráulica

G = Gerador elétrico

H = Queda bruta

T

G

H

Nível de montante

Nível de jusante

Q


Valores típicos: típicos: 0,76 ≤ ηtot ≤ 0,87.

onde: ηH ≥ 0,96; 0,88 ≤ ηT ≤ 0,94; 0,90 ≤ ηg ≤ 0,97

B.2.3.1 – Turbinas

Quatro diferentes tipos são utilizados:

(1) Pelton. Turbina de impulsão. Constituida por bocais injetores em lugar de palhetas. Operam

em regime de rotação mais alta que os demais tipos. Adequadas para operar entre quedas de

350 m até 1100 m.

(2) Francis. Turbina de reação. Fluxo radial de fora para dentro. Adequadas para operar entre

quedas de 40 m até 400 m, a velocidades de 80 a 1000 rpm. Rendimento atinge até 90%.

(3) Kaplan. Turbina de reação. Adequadas para operar em quedas até 60 m.

(4) Bulbo. Turbina de reação. Similar à Kaplan, porem conectada diretamente ao gerador,

herméticamente fechado. O conjunto opera imerso no fluxo da água. São usadas em quedas

abaixo de 20 m e em usinas a fio d’água.

B.2.3.2 – Classificação

A seguir a classificação estabelecida pela Agência Nacional de Energia Elétrica – ANEEL, em

função da regularização do reservatório (acumulação) e da capacidade de produção.

Quanto à acumulação:

• A Fio d’Água: sem reservatório, ocorrendo a passagem da água pela(s) turbina(s) no

próprio curso do rio.

• De Acumulação: com reservatório (alagamento)

Quanto à capacidade:

• Usina Hidroelétrica - UHE: potência acima de 30 MW.

• Pequena Central Hidroelétrica - PCH. Potência entre 1 e 30 MW e área inundada até 3,0

km2, para a cheia centenária.

• Micro Central Hidroelétrica - MCH. Potência abaixo de 1 MW.


Descrição mais detalhada, dos aspectos construtivos das UHEs, pode ser encontrada, entre

outros, no manual: Critérios de Projeto Civil de Usinas Hidrelétricas, da Eletrobrás

(ELETROBRÁS, 2003).

B.2.4 - Aspectos Socioambientais

Produzir hidricamente é coerente. Trata-se de riqueza natural disponível e representa, dentre as

opções atuais, o mais baixo custo operacional de produção. Os problemas decorrem de como

as externalidades são tratadas; os escopos dos projetos, e o planejamento e gestão da

implantação, vistos a seguir.

B.2.4.1 - Disputas Econômicas

Os altos investimentos financeiros envolvidos desencadeiam disputas, como em qualquer

regime de democracia representativa, como a brasileira. Prevalecem os interesses dos grupos

com maior poder de representatividade (BERMANN; PARENTE, 2010).

B.2.4.2 - Impactos Sociais

É de se considerar como principal dano, a ruptura social causada às populações que são

deslocadas da área que habitavam, por força do alagamento. Esses danos não se limitam

especificamente ao número de pessoas deslocadas. Atingem todas as pessoas que de alguma

forma sobreviviam das atividades locais (BERMANN, 2003).

Outro grave problema é representado pelo contingente atraído pela obra, onde a infraestrutura

do município, via de regra, é incapaz de suportar a nova demanda. Terminada a obra, sobram

para a assistência social e de saúde municipais, os problemas – desemprego, doenças, etc. Em

paralelo, o choque cultural culmina em desajustes: degradação da cultura local, marginalidade,

etc. É de se entender que o planejamento das ações para minimizar os danos dos impactos

sociais, via de regra, tem se mantido distante de dar cabo às necessidades apontadas, o que tem

acendido a chama de ambientalistas contrários (WITTMANN, 2010).

Soluções existem. Caberia ao governo fiscalizar e coibir os desmandos apontados; e caberia aos

projetos conter em seus escopos as ações necessárias para evita-los. Quando as medidas

cabíveis à elaboração do projeto, e ao planejamento e execução das obras, contemplam o

tratamento das decorrentes externalidades, os resultados podem ser positivos, com ganho, em

termos qualidade de vida para as populações envolvidas. Exemplos podem ser citados nos casos


das UHEs Itaipu e Tucuruí, dentre outras. Isso significa, portanto, e é entendimento importante

para este estudo, que externalidades socioambientais podem ter efeitos positivos ou negativos,

não necessariamente em função da usina, e sim dependentes forma como ela é implantada

(WITTMANN, et al, 2008; WITTMANN; BONILLA, 2009; WITTMANN, 2010).

B.2.4.3 - Impactos Ambientais

As áreas alagadas representam perda de recursos naturais. Da flora e fauna – área desmatada, o

maior deles (WITTMANN, 2010), e do acesso futuro a jazidas naturais existentes. Em adição,

o alagamento provoca emissões de GEEs – vistas a seguir.

Desmatamentos e perdas técnicas ocorrem também nas linhas de transmissão. As perdas de

energia elétrica (apontadas em 2012 em 15,9% por EPE-BEN (2013)), são relacionadas, em

parte, ao efeito joule (HALLIDAY; RESNICK; WALKER, 2009), a que ficam submetidas, em

razão das grandes distâncias de transmissão entre as UHEs, e os centros de consumo; vindo a

provocar, também, maior sujeição – que as grandes distâncias acarretam – de transientes de

origens meteorológicas, com significado de sujeição a riscos de apagões.

B.2.4.3.1 - As emissões de GEEs

Os alagamentos produzem emissões de GEEs, basicamente por eutrofização de matéria

orgânica em seus leitos. São três os principais fatores de causa da eutrofização:

Primeira causa: Alagamento – corresponde à submersão da mata nativa, quando não

previamente retirada. Ocorre eutrofização da flora alagada, que representa uma curva de

emissões com ápice nos dois primeiros anos do alagamento e tendência a valor mínimo em 10

anos. A não retirada da flora representa erro de execução, estando ligada à redução de custos,

do empreendedor, procedimento descabido (BERMANN, 2003; WITTMANN, 2010).

Segunda causa. Deplecionamento – corresponde à variação da cota de nível do alagamento,

em função da variação meteorológica do fluxo do manancial em relação ao fator de carga de

operação da usina. Ocorre eutrofização da flora crescente no intervalo dos níveis mínimo e

máximo do deplecionamento; por emersão e imersão subsequentes pelo ciclo pluviométrico A

curva de emanação causada é permanente, com valores de emissão constantes ao longo da vida

do empreendimento (BERMANN, 2003; WITTMANN, 2010).


Terceira causa. Carga de material orgânico. A eutrofização da carga orgânica em suspensão

na água arrastada para o alagamento e nele assoreada (recentes pesquisas em desenvolvimento)

– os valores das emissões seriam também constantes ao longo do tempo.

A figura B.6 ilustra a curva genérica das emissões ao longo do tempo:

Figura B.6 – Curvas de emissões ao longo do tempo de GEEs por UHEs.

Fonte: Bermann (2003).

B.2.4.3.2 - A Questão dos Alagamentos

O alagamento é considerado o fator mais controverso das UHEs. Apontam alguns autores,

citem-se Goldemberg; Villanueva (2003) que os alagamentos interferem no meio ambiente,

pela grande extensão de área que ocupam, causando alterações sobre os fluxos dos rios, e em

muitos casos, problemas sociais de grandes proporções, gerados pela realocação e readaptação

das populações locais.

A relação entre a energia produzida – limitada ao fator de capacidade (FC) – e a área alagada,

constitui um indicador que vem sendo usualmente utilizado para estimar os impactos

socioambientais. A tabela B.1, a seguir, apresenta essa relação.

Emissões de CO2

Anos

t CO

2

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Emissões de CH4

Anost C

H4

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100


Tabela B.1 – Relação entre potência elétrica instalada e área inundada.

Usina hidroelétrica Potência instalada (MW) Relação (MW / km2)

Xingó

Segredo

Ita

Itaipu

Belo Monte

Machadinho

Garabi

Itaparica

Tucuruí

Três Irmãos

Porto Primavera

Serra da Mesa

Camargos

Manso

Samuel

Sobradinho

Balbina

5.000

1.260

1.620

12.600

11.000

1.200

1.800

1.500

8.125

640

1.800

1.200

45

210

217

1050

250

58,82

15,27

11,67

9,36

8,98

4,58

2,25

1,80

2,92

0,90

0,84

0,67

0,61

0,54

0,33

0,25

0,11

Valor médio (geral) - 2,17

Fonte: Elaboração própria a partir de Goldemberg; Villanueva (2003).

A tabela B.1 permite perceber que a relação, entre potência instalada e potência por área

alagada, ocorre completamente disforme, o que acarreta dúvida ao critério usual de análise, de

generalizar que a área alagada seja malefício comum a cada empreendimento, conforme

apontado, entre outros estudiosos, por Goldemberg; Villanueva (2003) já acima citados.

Wittmann (2010) concluiu como fator importante a considerar, a relação entre as perdas

provocadas pela implantação de UHEs, frente ao aproveitamento hidrológico obtido.

Goldemberg (2011), frente às contingências atuais, reavaliou seu posicionamento de 2003, e

literalmente considerou:

“Abrir mãos de reservatórios hidrelétricos é uma atitude derrotista [...] Eu não sou hipersensível a questões de inundação por usinas hidrelétricas [...] Os planos decenais de energia preveem [...] manter o ritmo das hidrelétricas, mas aí, acho que poderíamos buscar hidrelétricas que não criem muitos problemas e que tenham reservatórios” (negritos deste autor).


Carvalho; Sauer (2012), assim corroboram em defesa de UHEs com reservatórios:

“[...] determinados segmentos da sociedade têm a percepção de que a geração hidrelétrica é invariavelmente deletéria, por causar a “artificializacão das bacias hidrográficas”. Devido a essa percepção equivocada, o Brasil corre o risco de ser obrigado a imitar países que, não dispondo de vantagens como as brasileiras, têm que apelar para usinas termelétricas convencionais ou nucleares. Na verdade, os reservatórios hidrelétricos podem ser aproveitados para múltiplas finalidades, tais como regularização de vazões, transporte fluvial, irrigação de grandes áreas visando à produção agrícola, pesca interior, turismo ecológico, etc. Todos esses usos requerem a preservação das matas ciliares e são ambientalmente benéficos, ao contrário do que supõem os adversários emocionais dos reservatórios hidrelétricos. Um notável exemplo de uso múltiplo de bacia hidrográfica é o da usina hidrelétrica de Três Marias, originalmente projetada apenas como reservatório de regularização, para irrigar 100 mil hectares do Projeto Jaíba, em Minas Gerais. Esse reservatório (que cobre uma área maior do que o dobro da Baia da Guanabara) é responsável pelo desenvolvimento da outrora paupérrima região nordeste de Minas. A geração hidrelétrica foi apenas uma decorrência de sua construção. Outro exemplo é o da hidrelétrica de Sobradinho, que permitiu o desenvolvimento do maior polo de fruticultura irrigada do Brasil. Ainda outros exemplos são algumas hidrelétricas da Light e da Cesp, cujos reservatórios regularizam a vazão da bacia do rio Paraíba do Sul e permitem a captação de água para a região metropolitana do Rio de Janeiro e algumas cidades do trecho paulista daquela bacia [...] (negritos do autor).

Contudo, o Prof. José Goldemberg, em Tundisi et al (2014), expões específica preocupação

com a Amazônia:

“As águas amazônicas sustentam a diversidade tanto de plantas e animais terrestres como aquáticos [...]. Os mecanismos que sustentam essa biodiversidade são as flutuações do nível das águas, a dinâmica fluvial e o fluxo gênico intenso devido à integração permanente de componentes climatológicos, geomorfológicos e biológicos do sistema [...]. A construção de reservatórios na Amazônia pode interferir com as dinâmicas ecológicas deste ecossistema, alterando seus processos naturais e sociais. [...] Na parte andina, a construção de reservatórios pode atrapalhar a conectividade com o ecossistema do Baixo Amazonas. [...] Princípios de eco hidrologia, engenharia ecológica e preservação das bacias hidrográficas, devem ser aplicados de forma a em simultâneo otimizar a produção de energia e promover práticas de conservação [...]. O planejamento de longo prazo e a integração dos países que compartilham a bacia amazônica representam uma decisão estratégica a ser tomada para controlar e desenvolver a exploração de hidro energia na região.

Bermann (2014-b) apontou ser necessário o abandono dos conceitos tradicionais de engenharia

de UHEs, e sua reestruturação frente às contingências atuais:

“A questão que me parece principal para os futuros empreendimentos hidrelétricos, sejam eles de grande escala ou mesmo de pequena escala, diz respeito às dificuldades que a engenharia vai ter em manter os mesmos procedimentos de concepção desses aproveitamentos, principalmente na necessidade de abandonar o que é tradicional dentro desses estudos, que é ter como referência o histórico do ciclo hidrológico das bacias, para em função desses dados, apoiados, dependendo da disponibilidade de dados de 50 ou de 80 anos, para estimar o futuro potencial da bacia, e com isso realizar a concepção dos empreendimentos, buscando sempre a otimização energética. Esse procedimento terá de ser abandonado em função das mudanças climáticas, porque o que se está observando, não no Brasil mas em outras partes do mundo, é que os ciclos hidrológicos de bacias estão variando. Em alguns há restrição hídrica, há menos pluviosidade para alimentar a bacia. Em outros lugares há uma maior disponibilidade


hídrica. Isso faz com que o risco de problemas, em função desse método de concepção de empreendimentos hidrelétricos, leva a um risco e à necessidade de não utilizar otimização energética como preâmbulo, mas utilizar o princípio da precaução, em que os possíveis aproveitamentos levem em consideração as mudanças climáticas e alterações dos ciclos hidrológicos que elas impõem”.

B.2.5 - Perspectivas

Ainda que a opção hídrica ofereça, hoje, custo de produção mais atraente frente às demais, é

difícil entender que seu potencial venha a ser explotado. Principais razões (1 a 9):

(1) O baixo FC propiciado pelas UHEs.

(2) Os altos investimentos e prazos da implantação de UHEs.

(3) Os longos percursos de linhas de transmissão exigidas pelas UHEs.

(4) Os embates de posição acerca dos impactos socioambientais provocados pelas UHEs.

(5) O desenvolvimento no rendimento (η) das UTEs.

(6) As disponibilidades existentes para as UTEs por fontes renováveis – biomassas.

(7) A tendência das curvas de aprendizado2 das fontes complementares eólica e solar,

conduzindo-as à viabilidade.

(8) Os prenúncios logísticos acerca do gás do pré-sal e do biogás.

(9) O conjunto de vantagens estratégicas, sinérgicas, técnicas e operacionais de se operar com

uma matriz diversificada.

B.3 - Usinas Termoelétricas

Resumo Histórico. No final do século XIX, quando a eletricidade passou a ser disponibilizada

para a sociedade, a máquina a vapor já havia sido inventada e era utilizada em processos de

2 O conceito da curva de aprendizado é simples: quanto mais se produz, menor o custo. Contudo, para se produzir mais, às vezes são necessários incentivos ou mesmo políticas que incentivem o uso da tecnologia.


produção. O carvão era abundante e a forma de energia primária utilizada. Por consequência, a

tecnologia térmica foi logo de início utilizada para produção de eletricidade. Inclusive no Brasil,

onde a primeira usina instalada para produção de eletricidade foi térmica.

B.3.1 - Aspectos Gerais

Princípio do processo. O princípio de funcionamento das UTEs é baseado na conversão de

energia térmica em mecânica, e desta em elétrica. O processo básico consiste no aquecimento

de um fluído que assim se expande realizando trabalho de movimento mecânico de uma turbina

térmica. O eixo girante da turbina é conectado ao eixo de um gerador elétrico. O acionamento

do gerador elétrico produz energia elétrica (REIS, 2011). Ocorrem diferentes tipos e

combinações de processo, que são vistas à frente.

B.3.1.1 - Combustão (ou queima)

Reação química, entre uma substância (o combustível) e um gás (o comburente – oxigênio do

ar), a qual libera calor, luz, chama, e diversos compostos resultantes da combinação dos átomos

dos reagentes. Entre esses compostos estão o CO2, o CH4 e o N2O, tidos como os principais

causadores da intensificação do efeito estufa na atmosfera. Outros compostos emitidos também

têm efeitos poluentes, causando chuvas ácidas e danos aos ciclos físicoquímicos do planeta e

aos seres vivos.

Uma reação estequiométrica ideal de um hidrocarboneto em ar resulta em CO2; H2O; e N2, este

um gás inerte. Daí, deve-se entender quanto à emissão de CO2:

• O volume das emisões de CO2 terá sempre relação direta com a quantidade queimada. Não

há como, por exemplo, queimar mais e emitir menos.

• Entretanto, o volume das emiss ões de CO2 é pássivel de ser reduzido, por otimização do

rendimento obtido do processo de transformação (energia térmica > energia mecânica >

energia elétrica), o que significa obtenção de mais kWh por ppm de CO2 emitido.

De forma geral, quimicamente:

CxHyOzNt + (x+y/4-z/2)[O2 + 3,76N2] → xCO2 + (y/2)H2O + (y/2)H2O + [t/2+3,76(x+y/4-

z/2)]N2 (B.7)


B.3.1.2 - Combustíveis

Combustível significa qualquer substância que reaja com o oxigênio, ou outro comburente. Eles

podem ser classificados pelo estado físico, pela forma de obtenção e pela renovabilidade.

Em termos de uso para produção de eletricidade, o quadro B.7, a seguir, apresenta a

classificação dos utilizados em larga escala e volume de produção.

Quadro B.7 – Combustíveis usados na produção termoelétrica.

Combustível Estado físico Forma de obtenção Renovabilidade

Oleo combustível Líquido viscoso Refinado de petróleo crú obtido de

jazidas naturais

Não renovável

Óleo diesel Liquido Refinado de petróleo crú obtido de

jazidas naturais

Não renovável

Carvão mineral Sólido Obtido de jazidas naturais Não renovável

Gás natural Gás Obtido de jazidas naturais Não renovável

Biomassa Sólido Obtida de floras e resíduos Renovável

Biogás Gás Obtido de resíduos Renovável


Cada tipo de combustível exige tecnologias apropriadas para seu aproveitamento, o que torna

necessário que diferentes tipos de termoelétricas sejam direcionadas a cada combustível e

aplicação, o que é visto a seguir.

B.3.2 - Tipos de Usinas

Quanto à combustão, as UTEs podem utilizar dois tipos de métodos:

• Combustão externa. O combustível não entra em contato com o fluido de trabalho –

geralmente água desmineralizada, que após a troca térmica, se expande na forma de vapor,

assim movimentando a turbina, que é daí chamada por turbina a vapor. Em termos de

termodinâmica, se aproxima do ciclo de Carnot (O rendimento do ciclo de Carnot é teórico;


o máximo que uma máquina térmica trabalhando entre temperaturas da fonte quente e da

fonte fria pode ter, mas nunca chega a 100%).

• Combustão interna. A combustão se efetua sobre uma mistura de ar e combustível, de

forma que o fluído de trabalho é o conjunto de gases oriundos dessa combustão, que se

expandem movimentando a turbina, que é daí chamada por turbina a gás. Em termos de

termodinâmica, se aproxima do ciclo de Brayton-Rankine (um ciclo ideal com

aproximaçãoaos processos térmicos que ocorrem na turbina a gás).

Quanto à forma de operação, as UTEs podem ser classificadas em: ciclo simples; ciclo

combinado; e cogeração.

• Ciclo simples. A combustão fornece a energia mecânica para o gerador de energia elétrica.

• Ciclo combinado. A combustão fornece energia mecânica para um primeiro gerador de

energia elétrica, e os gases resultantes, com uma temperatura em torno de 550 ºC, são

direcionados para uma caldeira, de recuperação de calor, que irá produzir vapor, que por

sua vez irá movimentar uma outra turbina, ligada a um segundo gerador de energia elétrica.

• Cogeração. O calor em forma de vapor, e ou a energia elétrica, obtidas da combustão, são

direcionados a equipamentos de processos fabris, parcialmente ou em totalidade, conorme

conveniente e pré ajustado.

Um esquenma simplificado de UTE a ciclo combinado é ilustrado por meio da figura B.8 a

seguir:


Figura B.8 – Esquema simplificado de uma UTE a ciclo combinado

Fonte: Reis (2011)

A vantagem do ciclo combinado é o seu maior rendimento obtido, em relação ao ciclo simples.

Enquanto o rendimento do ciclo simples varia entre 25 % a 43 %, o rendimento do ciclo

combinado pode superar 50 %, e chegar a atingir 60 %. Em contrapartida, há a desvantagem de

não permitir acionamento imediato, o que dificulta as operções de despacho do SEB, em relação

a elas. Mas podem partir em ciclo simples e depois acionar o combinado. As usinas a ciclo

simples podem também ser modernizadas para ciclo combinado. As UTEs com ciclo

combinado representam, portanto, as instalações mais eficientes, sendo consideradas referência

para expansão do sistema elétrico, e úteis aos projetos de geração distribuída3:

• Maior eficiência com menores emissões de CO2 por kWh produzido.

Nesse sentido, tanto a disponibilidade de biomassa, como a conjecturada enorme

disponibilidade de gás a partir do pré sal, são representativas fontes de combustível. Há

existência de extensos desenvolvimentos, em especial os voltados para a biomassa da cana de

açucar. Para aprofundamentos e referências sugere-seconsultar Tolmasquim (2005); Reis

(2011).

3 A expressão geração distribuída é utilizada para designar qualquer forma de produção de energia elétrica – em geral de pequeno porte e conectada ao sistema em nível de subtransmissão ou distribuição – localizada próxima ao usuário final. Pode pertencer a um autoprodutor independente, à concessionária, ou parceria entre ambos (REIS, 2003).


B.3.3 - Benefícios e Danos

As UTEs são de fundamental importância para o SEB, tendo em vista que são responsáveis pela

complementação da produção das UHEs, em razão da sazonalidade pluviométrica. Com

excessão da fonte biomassa, independem para sua operção, de fatores climáticos – chuva, sol e

vento – fatores estes, condicionais, respectivamente, para as UHEs, as usinas eólicas e as

solares.

Como vantagens, alem de ocuparem áreas pequenas, suas implementações são mais rápidas e

representadas por menores investimentos financeiros doque as UHEs. Isso favorece para que

possam ser instaladas próximas aos centros de consumo, causando menores sobrecarga e perdas

técnicas ao SIN.

Como desvantagens, sobram o custo de combustível – obtido por gratuidade da natureza nas

UHEs e nas fontes eólica e solar – e as emissões de GEEs.

B.4 - Usinas Termonucleares

B.4.1 - Histórico, Desenvolvimento e Representatividade Global Atual

Histórico. O mais antigo registro de energia nuclear parece ser de Paris, em 1898, sobre Marie

Curie, que na descoberta da radiação ionizante, e sem ainda entender a energia nuclear, sofreu

envenenamento por manipular materiais radioativos, o que veio culminar em sua morte. A base

científica surgiu em 1905 com o princípio da equivalência de energia e massa de Albert

Einstein. Em 1911 Ernest Rutherford postulou que os núcleos atômicos poderiam ser

modificados através de bombardeamento com partículas rápidas. A comprovação foi realizada

em 1938, por Otto Hahn e Fritz Straßmann, durante observação de uma fissão nuclear após

irradiação de urânio com nêutrons. Em 1942, foi realizada por Enrico Fermi a primeira reação

em cadeia - projeto Manhattan. A finalidade foi construir a primeira bomba nuclear. O evento

culminou com o massacre de 1945, via as bombas lançadas em Hiroshima e Nagasaki no final

da segunda guerra mundial, com estimativa de 265 mil mortos, afora mortes posteriores por

exposição à radiação, suspeitando-se que o total possa ter ceifado na ordem de 400 mil vidas.


Desenvolvimento em palco de tragédias e fatores obscuros. O poder de devastação

demonstrado na tragédia de 1945 representou forte preocupação mundial durante todo o período

da guerra fria, nas décadas de 1960 a 1980, envolvendo o bloco da União Soviética, os Estados

Unidos e a China Comunista. Em 1979 ocorreu o acidente de Three Mile Island, com

contaminação de água e de gases radiativos na atmosfera. 140.000 pessoas se deslocaram da

área. Em 1986 outra tragédia, o acidente da usina de Chernobyl. Ainda que sem números

concisos sobre mortes, admite-se que a radiação emitida tenha sido 400 mil vezes maior que a

de Hiroshima, e contaminado uma extensão de 150.000 km2 entre terras, florestas e vilarejos.

Há informações de que 4.300 km2 permanecem interditados indefinidamente. Em 2011, mais

outra catástrofe assolou a sociedade humana, desta vez em Fukushima. Houve contaminação

de água e da atmosfera, com consequências que prosseguem em reparação. Não se tem certeza

do número de mortos decorrentes do incidente na usina.

O desenvolvimento da tecnologia nuclear para produção de energia elétrica conduziu a que na

atualidade, conforme dados de IEA (2011) referentes a 2009; 31 paises operaram 210 usinas

nucleares compostas por 438 reatores disponibilizando a potência total de 371 GW. Esse elenco

produziu 2.697 TWh representando 13,5 % da eletricidade e 5,8 % da energia primária, globais

produzidas.

A tabela B.2 apresenta os dez paises maiores produtores.


Tabela B.2 – Dez maiores paises no uso da fonte nuclear na produção de energia elétrica.

País

(ano base 2009)

Capacidade

GW Posição

Produção

TWh ... Posição

Matriz elétrica

... % Posição

EUA 101 1 830 1 19,9 6

França 63 2 410 2 76,2 1

Japão 49 3 280 3 26,9 4

Rússia 22 4 164 4 16,5 8

Alemanha 20 5 135 6 23,0 5

Coréia do Sul 18 6 148 5 32,7 3

Canadá 13 7 90 7 15,0 9

Ucrânia 13 8 83 8 48,0 2

Inglaterra 11 9 70 10 18,6 7

Suécia 9 10 69

China 9 1,9 10

Restantes 52 418 12,7

Total no mundo 371 2.697 13,5 (*)

(*) Média dos países que utilizam energia nuclear na produção de energia elétrica. No Brasil, a participação da

fonte nuclear na matriz de produção de energia elétrica foi de 2,7% em 2012.

Fonte: elaboração própria a partir de dados de IEA (2011); EPE-BEN (2013).

B.4.2 - O Programa Nuclear Brasileiro

Há registros de que o Brasil, detentor de grandes jazidas de urânio, já era capaz de produzir

urânio metálico desde 1954, com indicações de interesse em desenvolver um programa nuclear

que amadureceu na década de 1960.

O marco inicial pode ser considerado o acordo assinado em 1971 com a Westinghouse (EUA)

para obtenção do primeiro reator, que resultou na construção da Usina Termonuclear – UTN

Angra 1, posta em operação e 1985. Em 1976 foi assinado acordo com a Alemanha, envolvendo

transferência de tecnologia da Siemens/KWU, que resultou na construção de Angra 2, posta em

operção em 2001, e de Anga 3, atualmente em construção. Há outras UTNs em estudo no

programa; a tabela B.3, a seguir, apresenta essa concepção.


Tabela B.3 - Instalações em operação, em construção e em estudo de UTNs no Brasil

UTN Localização Potência

(MW)

Oper.

(ano)

Característica Tecnologia

Angra

1

Angra dos Reis

RJ

657 1985 Visa regulação ao

manancial

hidroelétrico sul-

sudeste

PWR

EUA

Westinghouse

Angra

2

Angra dos Reis

RJ

1.350 2001 Idem Angra 1 PWR Acordo de

transferência de tecnologia

Alemanha- Brasil

Siemens/KWU

Angra

3

Angra dos Reis

RJ

1.405 2018 Idem Angra 2 Similar a Angra 2

Estaqueada Repotenciada

Controle digital

UTNs

4 e 5

Nordeste 1.000

cada

2025(?)

Em estudo Em estudo

Resumo: Potência total 5.412 MW (5 UTEs); dos quais 2.007 MW (2 UTEs) instalados e em operação; 1.405

MW (1 UTE) em instalação para início de operação em 2018; 2.000 MW (2 UTEs) para o nordeste e início de

operação – conjecturada mas não definida – a partir de 2025(?), segundo a Eletronuclear (2011).

Fonte: Elaboração própria a partir de Eletronuclear (2011).

B.4.2.1 - Programa Paralelo

Em 1976, conforme aponta Bermann (2005), a Marinha brasileira, disposta a construir um

submarino nuclear próprio, deu início a um programa nuclear paralelo, marcado por acordo

com consórsio alemão (IKL/Hdw/Ferrostaal), e apoio tecnico do Instituto de Pesquisas

Energéticas e Nucleares – IPEN, que resultaram em programa objetivando, alem da construção

de quatro submarinos SNA-1.500 t; mais um ou dois submarinos SMB-2.500 t, as respectivas

instalações estaleiras; e os meios para o necessário desenvolvimento tecnológico. Há

estudiososos que atribuem maior obtenção de ganho de tecnologia nuclear para o país a partir

do programa paralelo da Marinha (Bermann, 2005; Miguel, 2011), do que ao programa nuclear

do MME.


Na atualidade a USP, por meio do associado IPEN, possui o primeiro reator nuclear produzido

por técnicos brasileiros (potência de 100 W; voltado a pesquisas). O primeiro curso de

graduação em energia nuclear está sendo oferecido pela Universidade Federal do Rio de Janeiro

(UFRJ). A Marinha brasileira planeja operar o primeiro submarino nuclear de construção

nacional até 2020. Grande parte dos centros de tratamento médico do país, que possam ser

classificados como de ponta, operam diagnósticos e terapias suportadas por tecnologia nuclear

(radioisótopos). O acesso à população, desses diagnósticos e terapias, é ainda deficitário, por

razões de alto custo e de não atendimento à demanda do Sistema Único de Saúde - SUS.


Definição de energia nuclear. A energia atômica, mais corretamente chamada de energia

nuclear, é a energia liberada em uma reação nuclear, a qual envolve transformação de núcleos

atômicos. (MACHADO; CANDOTI, 1980).

Reação nuclear. Pode acontecer tanto controladamente - por processo de fissão, exemplo:

reator de usina nuclear; ou descontroladamente - por processo de fusão, exemplo: sol; bomba

de hidrogênio. O processo de fissão nuclear ocasiona descarte de materiais radioativos, para os

quais ainda não existe solução de uso ou destino. O processo de fusão nuclear não ocasiona

descarte conhecido, contudo seu uso ainda não é dominado pelo ser humano.

Processo de fissão. Cada átomo possui força de curto alcance que faz com que o seu núcleo

fique unido. Daí, quanto maior a massa atômica do átomo, mais fraca se torna tal atração entre

todos os constituintes do núcleo. Isso permite a manifestação da força de repulsão devido as

cargas positivas dos prótons. A reação nuclear consiste exatamente na fissão do núcleo (divisão

em átomos menores e em partículas subatômicas), onde o núcleo busca uma relação de

equilíbrio entre as forças. O Urânio é um dos elementos cujos átomos podem se desintegrar

espontaneamente, quebrando-se em duas ou mais partes. Quando a fissão acontece, certa

quantidade de energia eletromagnética, originada da diferença de massa – massa do átomo

original menos a soma das massas dos resultantes (E = mc2) é liberada. Uma parte dessa energia

é transferida para o ambiente na forma de calor. Esse calor representa a energia útil que dá

início ao processo de aproveitamento e transformação em uma usina de produção de energia

elétrica (USNRC, 2010).


Reatores. Existem diferentes tipos e desenhos de reatores nucleares, mas em síntese todos são

dispositivos destinados a manter uma reação em cadeia da produção de um fluxo contínuo de

nêutrons gerados pela fissão de núcleos pesados. Em termos de efeito, eles são classificados

como reatores de pesquisa ou reatores de energia. Reatores de pesquisa são explorados em

universidades e centros de investigação. Geram nêutrons para fins múltiplos, incluindo a

produção de rádio fármacos para diagnóstico médico e terapia, ensaios de materiais e realização

de pesquisas. Reatores de potência são normalmente encontrados em usinas nucleares,

dedicados à geração de calor, principalmente para a produção de energia elétrica - são operados

em mais de 30 países - e também em submarinos - apenas seis países dominam a fabricação

(USNRC, 2010).

Usina nuclear. Consiste de conjugação de diferentes processos de transformação de energia

(USNRC, 2010) (1 a 4): 1) Inicialmente ocorre o processo de fissão nuclear, o qual produz

energia térmica em forma de liberação de calor; 2) O calor é usado para aquecer água com o

fim de produzir vapor; 3) O vapor, por sua vez, é transformado em energia mecânica, na

movimentação de turbinas; e 4) As turbinas, por fim, acionam geradores para produzir

eletricidade.

A seguir a figura B.9 ilustra a produção de energia elétrica a partir de tecnologia termonuclear.

A esquematização ilustrada é similar a 79 % das usinas no mundo, e às brasileiras de Angra dos

Reis.


Figura B.9 – Produção de energia elétrica a partir de tecnologia termonuclear PWR4.

Fonte: Elaboração própria a partir de Eletronuclear (2011). Notas: 1 a 3): 1) A produção das UTNs correspondeu

em 2012 a 2,7% da matriz elétrica brasileira; 2) No SIN, as UTNs Angra 1 e 2 operam conectadas em regime de

base, junto às UHEs; 3) Embora e regime de base, as UTNs implicam em paradas totais – em média uma vez ao

ano – para recarga e manutenção.

B.4.4 - Validade da Energia Nuclear

O Brasil, pela Constituição de 1988, abdicou do uso da energia nuclear para fins bélicos. É de

se entender que qualquer discussão acerca da validade, ou não, do uso da energia nuclear, no

âmbito de seu uso pacífico, deva se iniciar pelo o imperativo de promover separação:

4 Há existência de tecnologia considerada mais avançada e segura, chamada Advanced Pressurized Water Reator - APWR. A principal diferença é o uso de convecção natural, sem exigência de fonte externa de energia para resfriamento, em caso de necessidade fortuita de desligamento. Para aprofundamento, sugere-se visitar < www.mnes-us.com/us-apwr/overview >.

Edifício do reator

6. Acoplado à turbina,

o gerador produz a

energia elétrica e esta

é faseada à a rede de

transmissão.

1. O processo se

inicia com a fissão

dos átomos de

urânio, dentro das

varetas do

combustível, no

reator.

2. A fissão gera calor

que aquece a água do

sistema primário a

320 OC com pressão

de 160 bar.

4. O vapor movimenta

a turbina a 1.800 rpm,

e em seguida passa

pelo condensador.

3. No gerador de

vapor, essa água

aquece a água do

sistema secundário,

independente,

transformando-a em

vapor.

5. No condensador,

esse vapor é

resfriado pela água

do mar, trazida por

um terceiro circuito

independente, sendo

o condensado

reinjetado no

sistema secundário.

Esquema de funcionamento de usina tipo

Pressurized Water Reactor (PWR) – água

pressurizada leve e urânio enriquecido


• De um lado há aspectos ligados ao desenvolvimento tecnológico, com enormes benefícios

em diferentes áreas, o principal deles, a medicina; um enorme número de vidas – 1,5 milhão

de pacientes / ano via aplicações com radioisótopos, em números de Bermann (2005) – são

beneficiadas, não só pela quantidade de vidas salvas em si, mas também pelas quantidades

nos, aumento na expectativa de tempo de vida, e aumento de qualidade de vida, que são

obtidos. Para esses aspectos, não cabe discussão. O saldo de benefícios é indiscutível. Em

adição, somente o desenvolvimento tecnológico pode trazer domínio para as deficiências,

em aberto, no uso da energia nuclear.

• De outro lado há aspectos pertinentes às usinas de produção de energia elétrica, relacionados

a questões de segurança, operação, custos, e meio ambiente. Eles são emblemáticos,

representam perigo, são mal resolvidos e necessitam ser discutidos.

Segurança. A Eletronuclear (2011) enfatiza segurança como primeiro princípio de sua gestão,

antecedendo a produtividade e a economia. Dispõe valer-se de “defesa em profundidade”,

conceito de projeto “redundante e que mantém a radiação sob total controle e o reator para

resistir ao mais sério acidente”; e de planos de ação, frente às contingências. Os especialistas

concordam que o sistema de reatores nucleares é seguro, mas apontam ser praticamente

impossível prever toda e qualquer espécie de acidente (MIGUEL, 2010). Trata-se do ponto

central da questão, pois os danos, diferentemente de em outras tecnologias energéticas, tambem

são imprevisiveis; os exemplos históricos apontam isso. Ora, pela teoria da estatística, se as

ocorrências e os danos são imprevisiveis, não haveria como estabelecer as incertezas e com elas

margear os riscos. Por esse raciocínio, qualquer discussão sobre segurança, em uma usina

nuclear, permaneceria sempre expeculativa, sobrando acionar a prevenção. Esse parece ser o

escopo do plano de ação adotado pela Agência Internacional de Energia Atômica - AIEA, órgão

da ONU, na reunião para melhorar a segurança das usinas nucleares, em setembro de 2011, em

razão do acidente de Fukushima. Foram estipulados exames de eficácia e independência dos

reguladores nucleares, revisão das medidas de preparação e resposta em caso de emergência, e

novas medidas de segurança para as empresas operadoras de usinas nucleares. Não foi

encontrado o que o Brasil aciona internamente com respeito ao acordo. A questão da segurança

envolve ainda outra série de fatores, em uma cadeia, permeada por radioatividade, que se inicia

na obtenção do combustível e termina – termina? – no decaimento dos dejetos, esta uma questão

não resolvida. É de se concluir que o domínio tecnológico atual apenas atenua; é incapaz de

acabar com os riscos oriundos de UTNs.


Operação. Há dois principais fatores que não podem ser dissociados do planejamento

energético:

• As UTNs apresentam histórico de bom fator de capacidade (Angra 1 = 62,8 % até 2008;

Angra 2 = 78,62 % até 2008; levantados de Eletronuclear (2011)). Mas isso se dá em razão

de, pelo sistema de despacho, elas operarem em regime de base. Comparativamente, se as

UTEs operassem em regime de base, e não de complemento como o fazem, seus fatores de

capacidade poderiam culminar, até mais, elevados.

• Por outro lado, há de se considerar que o regime de operação das UTNs é cíclico. Elas

necessitam de paralisações com desconexão da alimentação ao SIN, para reabastecimento

do combustível. O histórico desse ciclo de reabastecimento, levantado de Eletronuclear

(2011) é de uma desconexão a cada 10 meses em Angra 1 e de uma desconexão a cada 12

meses em Angra 2. Evidentemente o regime cíclico acarreta ao SIN o dimensionamento do

suporte

Custos. Os custos de produção, segundo dados da Eletronuclear (2011) apurados em 2009,

foram; em Angra 1 de R$ 119,77/MWh (R$ 95,96/MWh de operação e manutenção, mais R$

23,82/MWh de combustível); e em Angra 2 de R$ 59,24/MWh (R$ 40,49/MWh de operação e

manutenção, mais R$ 18,75/MWh de combustível). Os preços de venda, estes os incorporados

ao SEB, são determinados via portarias do MME e celebrados via contratos de fornecimento

negociados entre a Eletronuclear e a CCEE. Para Angra 1 e Angra 2, em 2011, foram praticados

em R$ 145,48/MWh. Para Angra 3 estão negociados em R$ 148,65 / MWh (valor com base

em 09/2009), para fornecimento a partir de 2016. Há informações de que a energia elétrica

produzida pelas usinas Angra 1 e 2 é adquirida pela empresa estatal Furnas por US$ 84/MWh

que a revende para as empresas de distribuição a US$ 53/MWh. Esta diferença representa para

esta empresa pública um prejuízo anual de US$ 315 milhões. Isso aponta que os problemas com

a operação das duas usinas Angra 1 e 2 são também econômicos. .

Quanto aos custos de implantação (de capital):

• Angra 1. R$ 1,87 bilhão em valores de 2011, correspondentes aos R$ 1,63 bilhão

contabilizados no balanço da Eletronuclear de 2008, referentes a valores atribuídos à

Eletronuclear, afora possíveis outros que possam ser considerados. Isso significa, no

mínimo, R$ 2,85 milhões / MW instalado.


• Angra 2. R$ 5,88 bilhões em valores de 2011, correspondentes aos R$ 5,12 bilhão

contabilizados no balanço da Eletronuclear de 2008, referentes a valores atribuídos à

Eletronuclear, afora possíveis outros que possam ser considerados. Isso significa, no

mínimo, R$ 4,36 milhões / MW instalado.

• Angra 3. R$ 10,91 bilhões referentes à soma, dos US$ 750 milhões já investidos (R$ 1,2

bilhão em valor de 2011), mais R$8,35 bilhões orçados em 2009 à incrementação (R$ 9,71

bilhões em valor de 2011), se considerado o calculado a partir de Eletronuclear (2011).

Analistas discordam. Carvalho e Sauer (2011) apontam R$ 19,5 bilhões representando a

somatória dos valores já investidos, dos incrementais, da correção monetária, dos juros, da

manutenção, e do descomissionamento. Isso significa, no mínimo, R$ 7,77 milhões / MW

instalado, ou até R$ 13,88 milhões / MW instalado.

São essas divergências de resultado (de R$ 2,85 milhões / MW instalado, para R$ 13,88 milhões

/ MW instalado = 387 % de variação) que alimentam as controvérsias econômico-financeiras

acerca das UTNs. Como se pôde comprovar, as divergências são matematicamente reais.

Ambiente. A energia nuclear é considera uma fonte fóssil e limpa (?) para obtenção de

eletricidade pela comunidade nuclear. Pelo fato do urânio ser relativamente abundante e barato,

não há grande preocupação quanto à sua exploração. Já quanto a uma UTN constituir-se em

obtenção de energia limpa – e até contribuir para a diminuição da mudança climática – deve-se

entender que isso não é verdadeiro.

O argumento da comunidade nuclear é de que são evitadas emissões na planta de produção.

Realmente, os reatores não produzem gases tóxicos. Mas o argumento se torna inconsistente,

se considerada toda cadeia de fornecimento, desde a obtenção do combustível, a implantação

do empreendimento, sua operação e por fim a mitigação dos dejetos, afora as implicações de

infraestrutura de vida do contingente populacional envolvido e as de transporte. Somente um

inventário do ciclo de vida (ICV) poderia quantificar essa questão. Mas, qualitativamente torna-

se evidente que a energia nuclear não é limpa.

Em termos de agressão ao ambiente, o ponto crucial é o sanitário. Resíduos ocorrem desde a

mineração e podem ser maléficos – e até fatais – ao seres vivos, conforme a composição tóxica

e a emissão de radiação. Há três grupos de classificação da radiação. Pela classificação são


estocados, em diferentes processos e destinações, temporárias ou definitivas. Dessa sistemática

decorrem tres principais agravantes:

• A primeira é o tempo necessário ao decaimento radiativo; vários resíduos contêm elementos com meia-vida de 1.000 anos ou mais.

• A segunda é o risco de contaminação, não só pela radiação, mas também pelos elementos tóxicos, podendo vir a atingir mananciais aquíferos e por consequência a cadeia alimentar.

• A terceira é a interdição da área utilizada na destinação, que em caso de acidente, fica extendida a dimensões que não têm como ser precificadas.

Essas questões ambientais têm sido objeto de pesquisas, mas os estudos não fornecem solução

para o descarte definitivo dos rejeitos radiativos.

Bermann (s/d) aponta que a licença de operação de Angra 3 está condicionada à satisfação de

várias condicionantes, entre as quais a definição do local para a disposição final dos rejeitos

radiativos de alta intensidade. De acordo com o autor, no caso de Angra 1 e 2, estes rejeitos

permanecem acondicionados nas piscinas dessas usinas, sendo que a capacidade de

armazenamento da piscina de Angra 1 já está atingindo o seu limite. O autor complementa que

a empresa Eletronuclear negociou com o órgão ambiental Ibama a substituição da definição do

Depósito Final por um Depósito Intermediário de Longa Duração para Combustíveis Usados,

cujo cronograma estabelece os seguintes prazos: 2009: Apresentação de proposta (que não foi

ainda cumprido); 2013: Validação em protótipo; 2014: Início do projeto; 2017: Seleção de

local; 2019: Início da construção; 2026: Início da operação.

B.5 – Centrais Eólicas (Aero Geradores)

Histórico. O termo eólico advem do grego aeolicus, relativo ao vento – Éolo, deus dos ventos

na mitologia grega. Desde a Antiguidade a energia eólica é utilizada em aplicações que

envolvem obtenção de energia mecânica – movimentação de barcos, bombeamento de água e

moagem de grãos. Segundo ANEEL (2008), as primeiras tentativas para produção eólica de

energia elétrica surgiram no final do século XIX, mas somente um século depois, com a crise

do petróleo – década de 1970 – é que houve interesse e investimentos suficientes para viabilizar

o desenvolvimento e aplicação da tecnologia em escala comercial. O primeiro aero gerador


ligado ao fornecimento público foi instalado em 1976 na Dinamarca; no Brasil em 1992 em

Fernando de Noronha, com potência de 75 KW, três pás, e 17 m de diâmetro.

Representatividade atual. Atualmente mais de 30 mil aero geradores estão em operação no

planeta. No Brasil, durante a última década, a tecnologia eólica foi a que obteve maior

representatividade de expansão, apresentando crescimento de cerca de 15vezes de 2000 a 2012.

A capacidade instalada atingiu 1.894 MW (EPE-BEN, 2013) em 2012, representando 0,9% da

matriz elétrica nesse ano. A seguir as figuras B.10 e B.11 ilustram a evolução, respectivamente,

ao nível mundial, e no Brasil:

Figura B.10 – Capacidade instalada eólica mundial 282,3 GW.

Fonte: Montezano (2013). Nota: Países com maior capacidade instalada em 2012: 1. China; 2. EUA; 3. Alemanha;

4. Espanha; 5. Índia; 6. Reino Unido; 7. Itália; 8. França; 9. Canadá; 10. Portugal; 11. Alemanha; 12. Suécia; 13.

Japão; 14. Austrália; 15. Brasil.

Figura B.11 – Evolução da produção eólica no Brasil.

Fonte: EPE-BEN (2013). Notas (1 e 2): (1) Os valores de produção foram, em GWh: ano 2006 = 237; 2007 = 663;

2008 = 1.183; 2009 = 1238; 2010 = 2.177; 2011 = 2.705; e 2012 = 5050. (2) A capacidade instalada, em 2012,

atingiu 1,894 GW.



Definição. Energia eólica é a energia que provem do vento (transformada, de cinética do vento,

para mecânica no aero gerador, e por fim elétrica no gerador). É utilizada para mover aero

geradores, que são grandes turbinas dispostas em locais com vento em abundância. Para

otimizar a rentabilidade da produção, são feitos agrupamentos de aero geradores, chamados de

parques, ou centrais, ou sistemas eólicos. A energia elétrica obtida, não se esgota – é renovável

– e pode ser conectada – embora intermitente em função dos fluxos de vento – on-grid

(integrada) em redes elétricas e ou off-grid (isolada) em aplicações específicas. A figura B.12,

a seguir, esquematiza um sistema eólico composto por um aero gerador:

Figura B.12 – Diagrama de bloco de um sistema eólico.

Fonte: Reis (2011).

A seguir a figura B.13 apresenta o desenvolvimento de potência, ao longo do tempo, dos aero

geradores:

Figura B.13 – Evolução da potência dos aero geradores.

Fonte: Montezano (2013).


Segundo Reis (2011), no atual estado da arte, a eficiência da conversão da energia cinética

eólica em energia elétrica é de cerca de 30%. E a potência anual de energia elétrica pode ser

calculada pela expressão:

EEP = Pi x FC x 8760 h / ano (B.8)

Onde: EEP é a energia elétrica produzida; Pi é a potência instalada; e Fc é o fator de capacidade.

No Brasil, mais especificamente na região nordeste, acredita-se que o FC situe-se na ordem de

0,5; e o FC total do pais possa situar-se entre 0,25 a 0,6.

B.5.2 - Potencial Eólico Brasileiro

Em 2001, o Centro de Pesquisas de Energia Elétrica – CEPEL realizou um

inventário, estimando o potencial eólico do país em 143,5 GW (272,2 TWh / ano). Segundo

Carvalho; Sauer (2012), estudos mais recentes, realizados pela Empresa de Pesquisa Energética

– EPE, apontam um potencial superior a 280 GW. Os estudiosos destacam que as perspectivas,

de um potencial ainda maior, são promissoras, a partir de minuciosas medições em todas as

regiões promissoras do país; e também a partir dos ganhos de escala e aprendizado, resultantes

do desenvolvimento tecnológico da cadeia produtiva eólica.

B.5.3 - Impactos Associados

Destacam-se (1 a 3):

(1) Ruído. Que aumenta de acordo com a velocidade do vento. As turbinas modernas produzem

ruído bem abaixo das convencionais.

(2) Colisão de pássaros. Tem causado preocupação entre os ecologistas. Entretanto, as

observações apontam que os números de mortes por colisões de pássaros com as turbinas é

menor que o causado pelas linhas de alta tensão.

(3) Impacto visual e aceitação pública. A solução para essa questão não é fácil. A exclusão de

algumas áreas no desenvolvimento de projetos eólicos pode minimizar esse impacto. Uma

alternativa é a expansão offshore (marítima), que embora apresente maior custo de implantação,

propicia potencial de produção mais elevado.



Por ser uma fonte renovável e mais limpa, as perspectivas de crescimento são otimistas. A

ANEEL (2008) estima que em 2020, o mundo terá 12% da energia elétrica gerada pelo vento,

com uma capacidade instalada de mais de 1.200GW.

No Brasil, vêm-se três principais fatores que corroboram na expansão eólica:

(1) A magnitude do potencial eólico brasileiro, já citada em estimativa superior a 280 GW.

(Carvalho; Sauer (2012). Atualmente explorado, como também já citado, em apenas 1,894 GW.

(2) Os ganhos de escala que vêm sendo obtidos na tecnologia eólica, onde a Taxa de Progresso

– PR (parâmetro que expressa a taxa em que os custos declinam a cada vez que a produção

dobra) da curva de aprendizado, indica, de acordo com Riscoti (2011), decréscimo de 10% nos

custos a cada dobro de produção acumulada.

(3) O favorecimento a um sistema hidro-térmico-eólico, onde as UTEs com suprimento flexível

de combustível, seriam acionadas somente em períodos críticos de demanda.

B.6 – Centrais Solares (Painéis Solares Fotovoltaicos e de Acumulação)

Histórico. Embora o uso das irradiações solares seja intrínseco à existência humana, o primeiro

registro fotovoltaico data de 1839 quando o físico francês Alexandre Edmond Becquerel

observou que a exposição à luz, de certos eletrodos, dava origem ao efeito fotovoltaico. Uma

série de desenvolvimentos, por outros estudiosos, com diferentes materiais e configurações,

conduziu à apresentação da primeira célula solar de silício para uso comercial, na National

Academy of Sciences, em Washington, em 1954. A aplicação inicial ocorreu no ano seguinte,

na alimentação de uma linha telefônica, em Americus, na Geórgia. Acredita-se que tivesse

eficiência de conversão da ordem de 1%. Vista como fonte inesgotável e limpa, a tecnologia

foi alvo de estudos e desenvolvimentos em diversas instituições ao redor do mundo, culminando

a que atualmente, módulos de células fotovoltaicas apresentem expandidas aplicações, com

eficiência de conversão na ordem de 16%, a custos que permitem uso em escala comercial. Na

atualidade faz-se uso de energia solar direta (ou fotovoltaica) – painéis fotovoltaicos


transformando energia radiante em elétrica; e de indireta (ou termo solar, ou heliotérmica) –

acumuladores, também chamados coletores, transformando energia radiante em térmica, e

elétrica.

B.6.1 - Representatividade Atual

Mesmo quando o processo de acumulação de calor solar se limita ao aquecimento – caso dos

aquecedores solares prediais – o fornecimento de energia elétrica está, em consequência, sendo

diminuído de outras fontes.

Esta parcela de energia conservada – que nos casos residenciais tem expressiva

representatividade na economia do uso de potência nos chuveiros elétricos5 e a gás – possui

também aplicação em inúmeros processos comerciais e industriais onde se utilize água quente,

seja na totalidade do calor requerido, ou em parte nos casos em que a temperatura necessite ser

maior que a propiciada pelos acumuladores.

Dados da conservação obtida, juntando o setor residencial com o comercial, o de serviços e o

industrial, no Brasil, não foram encontrados na literatura, devidamente contabilizados.

Quanto à participação da fonte fotovoltaica na matriz de geração elétrica, ela é ainda diminuta.

Ao nível mundial, vem crescendo significativamente, havendo estimativas de que a capacidade

instalada cresceu 41% em 2012, alcançando 100 GW (900% de crescimento, de 2007, 10 GW,

a 2012).

Esse atual patamar significa evolução com ainda diminuta participação na matriz elétrica

mundial, de acordo com dados reunidos de IEA (2013); Worldwatch (2014). Essa evolução é

ilustrada, a seguir, por meio da figura B.14:

5 No caso dos chuveiros elétricos reduz a demanda instantânea, esta um grande problema para o SIN, devido à necessidade de dimensionamento do sistema, aproveitado – no caso – em curtos e concentrados períodos diários.


Figura B.14 – Evolução global da capacidade instalada de fotovoltaicos.

Fonte: Montezano (2013). Nota: Os 10 países, com maior potência instalada, em 2012, são: 1. Alemanha; 2. China;

3. Itália; 4. EUA; 5. Japão; 6. França; 7. Reino Unido; 8. Austrália; 9. Índia; e 10. Grécia.

No caso do Brasil, conforme estudo realizado em 2012 pela EPE (EPE, 2012), o país apresentou

nesse ano, cerca de 20MW de capacidade instalada de produção solar fotovoltaica. Cerca de

1%, dos quais, representada por Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede – SFCR. E os

demais 99%, representando atendimento de sistemas isolados e remotos; principalmente em

situações em que a extensão da rede de distribuição não se mostra economicamente viável; e

em aplicações individuais como suporte a domicílios afastados, antenas de telefonia celular,

radares de trânsito, placas de sinalização, pontos de telefonia fixa de emergência, etc. Dados

que revelam o ainda insipiente desenvolvimento comercial da fonte fotovoltaica no país.

A seguir, as figuras, B.15 e B.16, ilustram respectivamente: um sistema de acumulação; e uma

célula fotovoltaica e um sistema fotovoltaico isolado.

Figura B.15 – Sistema de coletor solar predial.

Fonte: Montezano (2013).


Figura B.16 – Célula fotovoltaica, e sistema fotovoltaico isolado.

Fonte: Montezano (2013). Nota: à esquerda, célula fotovoltaica construída a partir de junção p-n de material

semicondutor.


O Brasil apresenta índices de radiação luminosa que variam entre 1.500 a 2.500 KWh / m2 /

ano. E uma área de 8,5 milhões de km2. A partir desses números, cálculos de diferentes

pesquisadores, convergem em que, se somente 0.04% dessa área fosse coberta por painéis

solares, o país produziria 500 TWh / ano, valor suficiente para cobrir a atual demanda de energia

elétrica. Esse exercício teórico, embora impraticável devido à intermitência dos ciclos diários

dos fluxos radiantes, demonstra o potencial da produção solar para operação complementar

interligada via rede – SFCRs – às demais fontes.

Conforme Benedito; Zilles (2011), embora a inserção em massa da fonte solar, via SFCR, na

matriz de produção de energia elétrica, não esteja nos planos dos planejadores do governo, pelo

menos no horizonte desta década, os argumentos de que os custos são elevados, não são mais

justificáveis. De acordo com os autores, o que há são questões de ordem técnica e regulatória;

a mais importante, a falta de uma regulamentação específica, que reduza barreiras existentes

frente aos micro geradores.

B.7 - Usinas Maremotrizes

Tecnicamente, a produção de energia é obtida por meio do movimento das marés. Dois tipos de energia

maremotriz podem ser obtidas: energia cinética das correntes marítimas e de estuários, devido às marés


e energia potencial, pela diferença de altura entre as cotas das marés alta e baixa. Estes aproveitamentos

são transformados em energia mecânica por meio de turbinas, que acionam geradores, estes

transformando a energia mecânica em elétrica.

O uso do mar, como fonte de produção energia elétrica, representa uma opção renovável, não

poluente e com custos comparáveis ao de uma UHE. Globalmente há empreendimentos em

operação (ano base 2013) em quatro países – França, Japão, Inglaterra e EUA (Havaí), e em

fase de planejamento ou construção em outros oito – Canadá, México, Reino Unido, Argentina,

Austrália, Índia, Coréia e Rússia.

No Brasil, inventário não oficial6 aponta potencial para aproveitamento, propiciado pela grande

oscilação das marés, na costa norte do Brasil, notadamente em 2.000 km da costa dos Estados

do Maranhão, Pará e Amapá, com viabilidade estimada em 41 aproveitamentos, representando

potencial a ser obtido da ordem de 27.000 MW.

Pelo que se pesquisou, não há ainda, no país, instalações de produção de energia elétrica por

fonte maremotriz, ao menos em nível de fornecimento público. Um projeto pioneiro foi

aventado, por estudos iniciados em 1966, em parceria entre o Governo do Estado do Maranhão,

a Prefeitura do Município de São Luiz, e a Universidade Federal do Maranhão. Trata-se da

UHE maremotriz de Bacanga, com obras iniciadas em 1968 e interrompidas em 1973, por

razões não apuradas, supostamente inviabilidade técnico econômica, no cenário da época.

6 Empresa Sondatécnica, a pedido da Eletrobrás. Para referências e aprofundamentos, consultar: < www.sondotecnica.com.br/cases.show.logic?cases.id=448 >

universidade de sÃo paulo instituto de energia e ambiente programa de ... · premissa postulada...

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